Engenharia Elétrica_Monografia_Jordão Campos - DEE

UNIVERSIDADE FEDERAL DO CEARÁ
CENTRO DE TECNOLOGIA
DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA ELÉTRICA
CURSO DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA ELÉTRICA
JORDÃO CAMPOS MORAIS PINHEIRO
ESTUDO DE CASO PARA MELHORIA DE CONFIABILIDADE NO
SISTEMA ELÉTRICO DA REGIONAL FORTALEZA DO SERVIÇO
FEDERAL DE PROCESSAMENTO DE DADOS ATRAVÉS DA
APLICAÇÃO DE TRANSFERÊNCIA DE FONTES EM RAMPA
FORTALEZA
2015
JORDÃO CAMPOS MORAIS PINHEIRO
ESTUDO DE CASO PARA MELHORIA DE CONFIABILIDADE NO SISTEMA
ELÉTRICO DA REGIONAL FORTALEZA DO SERVIÇO FEDERAL DE
PROCESSAMENTO DE DADOS ATRAVÉS DA APLICAÇÃO DE
TRANSFERÊNCIA DE FONTES EM RAMPA
Monografia apresentada ao Departamento
de Engenharia Elétrica da Universidade
Federal do Ceará como parte dos
requisitos para a obtenção de Graduação
em Engenharia Elétrica.
Orientador: Prof. M.Sc. Carlos Gustavo
Castelo Branco.
FORTALEZA
2015
A Deus.
Aos meus pais, Morais e Gláucia.
Ao meu irmão, Isaac.
AGRADECIMENTOS
A Deus, por tornar tudo isso possível.
Ao meu Pai, a minha Mãe e ao meu Irmão, por todo o apoio ao longo dos anos de
estudo.
Ao meu orientador prof. Carlos Gustavo Castelo Branco e o ao prof. Tomaz Nunes
Cavalcante Neto, pelo ensino durante o curso e pelo apoio na elaboração desta monografia.
Ao meu supervisor de estágio Eng. Eletricista Francisco Gualberto Santos Filho, pela
oportunidade dada e o apoio na elaboração desta monografia.
Aos amigos que fiz na universidade, que compartilharam das mesmas dificuldades ao
longo do curso.
Aos demais professores que proporcionaram o ensino da Engenharia Elétrica.
A todas as pessoas que de forma direta ou indireta colaboraram ao longo da minha
graduação.
“A persistência é o caminho do êxito”
(Charles Chaplin)
RESUMO
A quantidade de instalações com cargas consideradas críticas, ou seja, aquelas que no
caso de parada de funcionamento causam grande prejuízo financeiro ou até risco de morte, é
cada vez maior. Assim, a alimentação de energia elétrica para essas cargas tem que apresentar
alto nível de confiabilidade. Com o crescimento da utilização da informática nas empresas,
cargas críticas do tipo data center tem se tornado muito utilizadas. É o caso do Serviço
Federal de Processamento de Dados (SERPRO), regional Fortaleza, que apresenta esse tipo de
carga. A instalação conta com sistema ininterrupto de fornecimento de energia, constituído
pela ação coordenada entre no-break’s (também chamados de UPS) e grupos motores
geradores (GMG’s), que mantém a alimentação do data center, entre outras cargas, em caso
de falta de energia da concessionária local. A transição de fontes de energia na instalação
atualmente acontece com interrupção de carga, o que ocasiona utilizações dos UPS’s que
poderiam ser dispensadas com a implementação da transferência de fontes em rampa, que é o
foco deste trabalho. Com a utilização deste modo de operação, será visto que ocorrerão
vantagens técnicas e econômicas no uso dos UPS’s, maximizando a vida útil dos mesmos.
Além disso também é feito um estudo de viabilidade econômica para a utilização dos grupos
geradores no horário de ponta, sendo que será mostrado que a utilização dos mesmos para este
fim é muito mais vantajosa com a transferência de fontes em rampa. Este trabalho contém
todos os cálculos de curto-circuito e parametrização da proteção de média tensão (relé),
cálculos estes necessários para se colocar em prática esse tipo de operação de transferência de
fontes. Também é discutida a classificação da instalação, referente à parte elétrica, de acordo
com a classificação TIER, criada pelo Uptime Institute e que é utilizada a nível mundial para
qualificar a confiabilidade e a redundância de instalações do tipo data center, sendo explicado
como a aplicação da transferência de fontes em rampa vai trazer melhorias para a
confiabilidade do sistema elétrico da instalação.
Palavras-chave: Transferência de fontes de energia em rampa. Classificação TIER. Data
Center. UPS. GMG.
ABSTRACT
The amount of installations considered with critical loads, therefore, the ones that in
case of operation stop event cause great financial loss or even life-threatening, are increasing.
Thus, the electric power supply to the loads must have a high level of reliability. As there is a
growing use of information technology in enterprises, critical load data center type has
become more used. This is the case of the Federal Data Processing Service (SERPRO),
Fortaleza, which presents such loads. The facility has uninterrupted system power supply,
consisting of coordinated action between no break’s (also called UPS) and Engine-Generator
Groups, that maintains the power of the data center, among other charges, in case of lack of
local energy. The transition of power sources at the facility currently happens with load
interruption, which causes more use of the UPS’s that could be disbanded with the
implementation of sources transfer in ramp, which is the aim of this work. Using that
operation mode will be possible to realize the economical and technical advantages of UPS’s
use, increasing their battery life. Besides that, it is also done a study of economical viability to
use generator groups at peak hours that shows that using those generators is much more
advantageous with the sources transfer in ramp. This work contains all calculations of shortcircuit and parameterization of medium voltage protection (relé), calculations that are
required to put in practice such sources transfer operation. It is also discussed the
classification of installation, referring to electrical parts, according to TIER classification
created by the Uptime Institute, which is used worldwide to qualify reliability and redundancy
of data center-type facilities, being explained as the application of sources transfer in ramp
that will convey improvement for the reliability of the electric system of the installation.
Key-Words : Transfer of power sources in ramp. Tier classification. Data Center. UPS.
GMG.
LISTA DE TABELAS
Tabela 1 – Resumo da classificação TIER ............................................................................................ 27
Tabela 2 – Média de consumo mensal de energia da instalação ........................................................... 69
Tabela 3 – Custos e economia mensal na utilização dos GMG de 625 kVA no horário de ponta ........ 73
Tabela 4 – Custos e economia mensal na utilização do GMG de 575 kVA no horário de ponta ......... 73
Tabela 5 – Custos e economia com o uso do GMG de 625 kVA de acordo com o aumento de consumo
............................................................................................................................................................... 75
Tabela 6 – Custos e economia com o uso do GMG de 575 kVA de acordo com o aumento de consumo
............................................................................................................................................................... 76
Tabela 7– Custos e economia com o uso do GMG de 625 kVA de acordo com a variação do preço do
kW/h ...................................................................................................................................................... 77
Tabela 8 – Custos e economia com o uso do GMG de 575 kVA de acordo com a variação do preço do
kW/h..................................................................................................................................................78
LISTA DE FIGURAS
Figura 1 – Indústrias são instalações que geralmente contém cargas de missão crítica ........................ 18
Figura 2 – Exemplo de data center ........................................................................................................ 21
Figura 3 – Exemplo de um No-break utilizado para prover redundância elétrica a uma instalação...... 24
Figura 4 – Um UPS de 100kVA ............................................................................................................ 30
Figura 5 – Diagrama do modelo UPS off-line ....................................................................................... 31
Figura 6 – Diagrama do modelo UPS line interative ............................................................................. 32
Figura 7– Diagrama do modelo UPS dupla conversão .......................................................................... 33
Figura 8 – Um Grupo Motor gerador (GMG)........................................................................................ 36
Figura 9 – Danos causados por um curto-circuito em um quadro elétrico ............................................ 44
Figura 10 – Curto-circuito trifásico ....................................................................................................... 45
Figura 11 – Curto-Circuito bifásico....................................................................................................... 45
Figura 12 - Curto-Circuito bifásico-terra............................................................................................... 46
Figura 13 – Curto-Circuito fase-terra ou monofásico............................................................................ 46
Figura 14 – UPS’s de 40 kVA e 60 kVA respectivamente, presentes na instalação ............................. 49
Figura 15 – UPS de 160 kVA, presente na instalação ........................................................................... 50
Figura 16 – Grupo Gerador de 575 kVA da instalação ......................................................................... 59
Figura 17 – Grupo Gerador de 625 kVA da instalação ......................................................................... 59
Figura 18 – Esquema de transferência de com interrupção de carga..................................................... 65
Figura 19 – Esquema de transferência em rampa .................................................................................. 67
Figura 20 – Preço do kW/h no horário de ponta segundo o site da COELCE
72
Figura 21 – Gráfico da economia mensal com o uso do GMG de 625 kVA x Consumo mensal ........ 75
Figura 22 – Gráfico da economia mensal com o uso do GMG de 575 kVA x Consumo mensal ........ 76
Figura 23 – Gráfico da economia mensal com o uso do GMG de 625 kVA x Preço do kW/h ............ 78
Figura 24 – Gráfico da economia mensal com o uso do GMG de 575 kVA x Preço do kW/h ............ 79
Figura 25 – Sistema de transferência em rampa para geradores conectados na baixa tensão ............... 85
Figura 26 – Diagrama unifilar de impedâncias do SERPRO regional Fortaleza ................................... 86
Figura 27 – Coordenograma de fase ...................................................................................................... 87
Figura 28 – Coordenograma de neutro .................................................................................................. 88
LISTA DE ABREVIAÇÕES E SIGLAS
GMG – Grupo Motor Gerador
UPS - Uninterruptible Power Supply
SERPRO – Serviço Federal de Processamento de Dados
TIA - Telecommunications Industry Association
CA – Corrente Alternada
CC – Corrente Contínua
ABNT – Associação Brasileira de Normas Técnicas
IEC - International Electrotechnical Commission
ANSI - American National Standards Institute
IEEE - Instituto de Engenheiros Eletricistas e Eletrônicos
TI – Tecnologia da Informação
QTA – Quadro de Transferência Automático
CLP – Controlador Lógico Programável
USCA – Unidade de Supervisão de Corrente Alternada
SUMÁRIO
1.
2.
INTRODUÇÃO ................................................................................................................. 14
1.1.
OBJETIVO GERAL................................................................................................... 15
1.2.
ESTRUTURA DO TRABALHO................................................................................. 15
CONCEITOS TEÓRICOS................................................................................................. 17
2.1.
INSTALAÇÕES ELÉTRICAS COM CARGAS DE MISSÃO CRÍTICA................... 17
2.2.
DATA CENTERS ....................................................................................................... 20
2.3.
REDUNDÂNCIA ........................................................................................................ 22
2.3.1.
N : Requisitos básicos de funcionamento ............................................................. 23
2.3.2.
Redundância N+1 ................................................................................................ 23
2.3.3.
Redundância N+2 ................................................................................................ 23
2.3.4.
Redundância 2N .................................................................................................. 23
2.3.5.
Redundância 2 (N+1) ........................................................................................... 24
2.4.
SISTEMA DE CLASSIFICAÇÃO TIER .................................................................... 24
2.4.1.
Data Center TIER I – Básico ............................................................................... 25
2.4.2.
Data Center TIER II – Componentes redundantes .............................................. 26
2.4.3.
Data Center TIER III .......................................................................................... 26
2.4.4.
Data Center TIER IV – Alta tolerância a falhas .................................................. 27
2.5.
SISTEMAS ININTERRUPTOS DE FORNECIMENTO DE ENERGIA .................... 28
2.5.1.
NO BREAK'S ou UPS ......................................................................................... 29
2.5.1.1.
TOPOLOGIAS ................................................................................................ 31
2.5.1.2.
MANUTENÇÃO PREVENTIVA .................................................................... 33
2.5.2.
GRUPOS GERADORES ..................................................................................... 35
2.5.2.1.
RECOMENDAÇÕES QUANTO AO NÍVEL DE CARGA ATENDIDA ......... 39
2.5.2.2.
MANUTENÇÃO PREVENTIVA .................................................................... 40
2.5.2.3. CARACTERÍSTICAS RELEVANTES DE UTILIZAÇÃO DO ÓLEO DIESEL
EM MOTOR ...................................................................................................................... 41
2.6.
CURTO-CIRCUITOS ................................................................................................ 43
2.6.1.
3.
TIPOS DE CURTO-CIRCUITO ......................................................................... 44
2.6.1.1.
Curto-circuito trifásico .................................................................................... 44
2.6.1.2.
Curto-circuito bifásico ..................................................................................... 45
2.6.1.3.
Curto-circuito fase-terra.................................................................................. 46
SISTEMA ELÉTRICO DO SERPRO REGIONAL FORTALEZA ................................... 48
3.1.
O SERPRO ................................................................................................................. 48
3.2.
NO-BREAK'S (UPS’s) ................................................................................................ 49
3.2.1. EQUIPAMENTOS E MATERIAIS ........................................................................ 50
3.2.1.1. Condutores .......................................................................................................... 50
3.2.1.2.
Disjuntores de Proteção e Manobras ............................................................... 51
3.2.1.3.
Transformadores Trifásicos de Baixa Tensão .................................................. 52
3.2.2.
3.2.2.1.
Conversor de Entrada ..................................................................................... 53
3.2.2.2.
Inversor ........................................................................................................... 54
3.2.2.3.
Chave Estática e Bypass .................................................................................. 54
3.2.2.4.
Banco de Baterias e Carregador ...................................................................... 55
3.2.2.5.
Modo de operação............................................................................................ 55
3.2.3.
3.3.
UPS 40kVA, 60kVA e 160kVA – COMPONENTES E MODO DE OPERAÇÃO 53
INTEGRAÇÃO DAS UPS DE 40 KVA, 60 KVA E 160 KVA.............................. 56
GRUPOS GERADORES ............................................................................................ 57
3.3.1. EQUIPAMENTOS E MATERIAIS ........................................................................ 60
3.3.1.1.
Condutores ...................................................................................................... 60
3.3.1.2.
Motores Diesel ................................................................................................. 60
3.3.1.3.
Geradores ........................................................................................................ 61
3.3.1.4.
Quadro de Comando Automático .................................................................... 61
3.3.1.5.
Retificador de Bateria...................................................................................... 63
3.3.1.6.
Carenagem ...................................................................................................... 63
3.3.1.7.
Tanque de Combustível Externo...................................................................... 64
3.4. SITUAÇÃO DE TRANSFERÊNCIA DE FONTES DE ENERGIA DO SERPRO
(REDE-GMG / GMG-REDE) ................................................................................................ 64
3.4.1.
SITUAÇÃO ATUAL: COM INTERRUPÇÃO DE CARGA ............................... 64
3.4.2.
SITUAÇÃO A SER IMPLEMENTADA: TRANSFERÊNCIA DE FONTES EM
RAMPA.. ........................................................................................................................... 66
3.5.
JUSTIFICATIVAS PARA A IMPLEMENTAÇÃO.................................................... 67
3.5.1.
AUMENTO DA VIDA ÚTIL DAS BATERIAS DOS UPS'S ............................... 67
3.5.2.
MELHOR APROVEITAMENTO DO ÓLEO DIESEL ...................................... 68
3.5.3.
UTILIZAÇÃO DOS GRUPOS GERADORES EM HORÁRIO DE PONTA ...... 69
3.5.4.
GASTOS COM EQUIPAMENTOS............................................................................79
3.6.
CLASSIFICAÇÃO TIER DO SERPRO – INSTALAÇÕES ELÉTRICAS .............. ...80
4. CÁLCULO DOS CURTO-CIRCUITOS E PARAMETRIZAÇÃO DO RELÉ PARA
IMPLEMENTAÇÃO DA TRANFERÊNCIA DE FONTES EM RAMPA................................. 83
4.1.
CONSIDERAÇÕES GERAIS..................................................................................... 83
4.2.
DIAGRAMA UNIFILAR DE IMPEDÂNCIAS .......................................................... 86
4.3.
CÁLCULOS ............................................................................................................... 87
4.4. COORDENAÇÃO E SELETIVIDADE.......................................................................... 87
4.4.1. Coordenograma de Fase.......................................................................................... 87
4.4.2. Coordenograma de Neutro ...................................................................................... 88
4.5.
CONSIDERAÇÕES SOBRE OS EQUIPAMENTOS DE PROTEÇÃO...................... 89
5.
CONCLUSÃO ................................................................................................................... 90
6.
BIBLIOGRAFIA ............................................................................................................... 92
7.
ANEXOS............................................................................................................................ 94
ANEXO A – DIAGRAMA UNIFILAR GERAL ........................................................................ 94
ANEXO B – ESQUEMA DE LIGAÇÃO DOS UPS................................................................... 94
ANEXO C – ORDEM DE AJUSTE DA PROTEÇÃO (OAP) DA COELCE ............................. 95
ANEXO D – CÁLCULOS DE CURTO-CIRCUITO E AJUSTES DO RELÉ DE MÉDIA
TENSÃO................................................................................................................................................97
ANEXO E – DADOS DE CONSUMO DE ÓLEO DIESEL DOS GERADORES ......................127
14
1. INTRODUÇÃO
Diversos tipos de instalações ao redor do mundo contam com as chamadas cargas
críticas, que são cargas que estão ligadas diretamente a processos essenciais no
funcionamento de uma instalação, como, por exemplo, empresas que contém data centers;
hospitais; instalações militares etc. A interrupção da alimentação de energia elétrica nessas
instalações, ainda que por um período curto de tempo, pode ocasionar perdas financeiras
bastante elevadas ou até mesmo colocar em risco vidas humanas. Nesses casos, é necessário
que sejam utilizados os chamados sistemas ininterruptos de energia.
Os sistemas ininterruptos de energia são uma fonte de energia secundária, sendo
utilizados como uma fonte reserva de energia elétrica quando de uma falha da rede elétrica da
concessionária, suprindo as cargas consideradas críticas da instalação e proporcionado, assim,
uma continuidade dos processos e/ou serviços até que ocorra a normalização do
funcionamento da fonte de energia elétrica primária [1]. São compostos pelos No Break's
também chamados de UPS (sigla para “uninterruptible power supply”/suprimento ininterrupto
de energia), que alimentam a instalação por meio de um conjunto de baterias, quando entram
em operação. Em muitos casos, os No-break's operam em conjunto com sistemas de energia
de emergência, que são compostos pelos grupos motores geradores (GMG's), sendo os que
usam o diesel como combustível os mais utilizados. As baterias dos No Break's são
dimensionadas para garantir uma autonomia por um período mínimo de 15 minutos. Este
tempo é suficiente para partida e conexão do(s) GMG(s) em caso de falta de energia elétrica
da fonte primária (concessionária), sendo os mesmos ficando responsáveis pelo fornecimento
de energia até a volta da energia da concessionária.
A
forma
de
transferência
de
carga
entre
as
fontes
de
alimentação
(concessionária/GMG; GMG/concessionária), pode ser de forma abrupta (com interrupção de
carga) ou gradual (sem interrupção de carga, também chamada “em rampa”), sendo que a
15
utilização de uma ou outra depende muito dos processos e/ou serviços presentes numa
instalação. A utilização da transferência de fonte em rampa (sem interrupção de carga), é mais
vantajosa para as instalações com data centers, como é o caso da regional Fortaleza do
SERPRO, pois evita uma diminuição da vida útil dos UPS, além de outras vantagens. Os
detalhes a esse respeito serão explicados no prosseguimento deste trabalho, assim como o
crescimento, importância e as classificações em relação à confiabilidade das instalações do
tipo data center, de acordo com os critérios e as normas mais utilizadas para este fim,
especificamente a norma internacional TIA 942 [2] e a classificação do Uptime Institute.
Para implementação da transferência de fontes em rampa, é necessário fazer o estudo
de curto-circuito da instalação, para assim, poder dimensionar e parametrizar os equipamentos
de proteção necessários para esse tipo de função (disjuntor de média tensão e relé de média
tensão), de acordo com os critérios da concessionária local, no caso, a COELCE.
1.1. OBJETIVO GERAL
Fazer o estudo de caso para a implementação de transferência de fontes em rampa nas
instalações do SERPRO regional Fortaleza, a fim de melhorar a confiabilidade elétrica da
instalação, que contém carga crítica do tipo data center.
1.2. ESTRUTURA DO TRABALHO
No capítulo 1 são apresentados, de forma geral, alguns conceitos básicos que são
detalhados ao decorrer do trabalho, além do objetivo geral do mesmo.
No capítulo 2 são discutidos com mais detalhes, conceitos teóricos relevantes em
relação às instalações elétricas com cargas críticas, com ênfase em cargas críticas do tipo data
center, que é caso do SERPRO. São descritos conceitos e a importância de instalações com
carga crítica e conceitos sobre a utilização dos dois principais equipamentos que formam um
sistema ininterrupto de energia (UPS’s e Grupos Motores Geradores). São apresentados
16
também conceitos sobre a classificação de instalações que contém data center, de acordo com
as exigências da norma TIA 942 e da classificação TIER do Uptime Institute.
No capítulo 3 são apresentados detalhes do sistema elétrico do SERPRO regional
Fortaleza, como as redundâncias de fontes de energia elétrica (UPS, GMG’s), descrevendo
detalhes de seus componentes e modos de funcionamento; integração entre as fontes
redundantes, entre outros detalhes. Também é explicada a proposta de mudança a ser feita na
transição de fontes de energia (implementação de transferência em rampa), assim como as
justificativas para a utilização desse modo de operação na instalação, descrevendo os
benefícios que ela vai trazer para a mesma. Uma das justificativas é a utilização dos GMG’s
no horário de ponta, onde é então feito um estudo de viabilidade econômica do uso dos
equipamentos para este fim.
No capítulo 4 são apresentados conceitos e exigências para a implementação da
transferência de fontes em rampa, de acordo com as diretrizes da Coelce, presentes na sua
norma DT- 104, de 2010. Também são apresentados os coordenogramas necessários para a
verificação de coordenação da proteção da instalação com a proteção da Coelce. Os cálculos
de curto-circuito e os cálculos de parametrização do equipamento de proteção (relé de média
tensão), para que seja possível a implementação da transferência de fontes em rampa,
encontram-se no anexo D.
No capítulo 5 são realizadas as conclusões deste trabalho, com a análise dos resultados
a serem obtidos com a instalação da transferência de fontes em rampa.
17
2. CONCEITOS TEÓRICOS
2.1. INSTALAÇÕES ELÉTRICAS COM CARGAS DE MISSÃO CRÍTICA
Instalações com carga de missão crítica são instalações que contém equipamentos cuja
interrupção de funcionamento pode resultar em prejuízos para os usuários e/ou beneficiários
dos serviços aos quais se destinam, logo, instalações desse tipo necessitam de energia segura e
de boa qualidade. Informações disponíveis por diversas pesquisas relacionadas aos custos
envolvidos em eventos isolados indicam expressivas perdas financeiras associadas, por
exemplo, a uma falha ou interrupção de suprimento de energia. Por exemplo, uma interrupção
por um minuto no suprimento de energia de uma mineradora pode causar um prejuízo
operacional de 100 mil dólares ou entre 400 e 600 mil dólares se o mesmo vier a ocorrer em
uma refinaria de petróleo [1].
A lista é bastante extensa e a ordem de grandeza dos prejuízos é similar. Os serviços
com cargas de missão crítica foram aprimorados com a evolução dos hardwares e softwares
ao longo dos anos. Esta nova tecnologia, que era cara e inacessível nas décadas de 1970 e
1980, foi barateada com a sua evolução e seu custo benefício se tornou cada vez mais
vantajoso em relação às perdas tidas, caso um sistema para o qual são destinados pare de
funcionar.
Uma abordagem abrangente relaciona as cargas críticas com os riscos das atividades a
serem desenvolvidas, podendo-se destacar 3 tipos: riscos materiais, riscos financeiros e riscos
envolvendo vidas humanas.
Alguns exemplos de instalações que estão associadas a esse tipo de “tratamento
especial” são:
•
Hospitais;
18
•
Instalações industriais onde uma parada do processo resulta em perda de produção não
recuperável e/ou em danos aos equipamentos tais como fábricas de vidro, siderurgia,
sistemas de envase, etc;
•
Instalações de defesa e militares;
•
Indústrias de fabricação de semicondutores, indústrias químicas e farmacêuticas,
indústrias petroquímicas;
•
Data centers e instituições financeiras;
•
Transporte urbano e trens;
•
Instalações associadas à infraestrutura de cidades como sistemas de energia e
telecomunicações e saneamento.
Figura 1 – Exemplo prático de instalações elétricas para aplicação em missão crítica - Industrial
Fonte: Agência Sebrae de notícias
Um dos requisitos básicos de uma instalação com cargas críticas é que, além do
suprimento de energia pela concessionária, as instalações são também alimentadas por
sistemas de fontes interligadas que aumentam os indicadores de confiabilidade, tornando-os
expressivos a ponto de muitas vezes manter a indisponibilidade de suprimento de energia a
alguns minutos por ano. Com isso, essas instalações possibilitam que os seus componentes
19
sejam mantidos sem interrupção de operação das cargas alimentadas, inclusive nas atividades
de manutenção. A tecnologia destes componentes é, evidentemente, muito superior àquelas
aplicadas nas outras instalações clássicas. Algumas instalações contam até mesmo com
circuitos de alimentação vindos de subestações diferentes, sendo que, devido aos
consideráveis volumes de carga, a alimentação geralmente é feita em média ou alta tensão,
que apresentam indicadores de qualidade de energia bem superiores aos das instalações
alimentadas em baixa tensão.
Estas instalações normalmente são projetadas com modelos que não só atendem às normas
brasileiras clássicas, como as ABNT NBR 5410, ABNT NBR 14039, ABNT NBR 5419 entre
outras, mas também as recomendações de normas internacionais como o conjunto de normas
IEC, ANSI e IEEE.
Outro aspecto importante nesse tipo de instalação é a constante busca por melhores formas
e práticas de concepção e operação nas instalações, sendo a redução de energia gasta nos
processos um trabalho contínuo de potenciais de redução. Outras ações de sustentabilidade
são também tomadas pela equipe de operação e manutenção. Não são tolerados componentes
como transformadores sobrecarregados, banco de capacitores em situação de ressonância e
ocorrências de explosões intempestivas. Portanto, a confiabilidade envolve ações que vão
desde a concepção dos projetos das instalações, até os procedimentos de operação e as rotinas
de manutenção.
Tão importante quanto à confiabilidade, que indica a segurança de que a instalação
não vai falhar e provocar interrupções não programadas, a disponibilidade indica a quantidade
de horas por ano que a instalação estará disponível e operante, ou seja, em que o usuário não
será afetado por paralisações no suprimento de energia, climatização, água, telecomunicações,
etc. Apesar de o conceito de disponibilidade englobar o conceito de confiabilidade,
normalmente, ele é mais utilizado para diferenciar os tempos de interrupção programada para
ampliação das instalações ou para manutenção. Alta disponibilidade exige basicamente
20
topologia redundante ativa (dual-bus), além dos elementos necessários a uma alta
confiabilidade, de forma a permitir que paradas de manutenção/ampliação sejam efetuadas em
apenas um dos ramos de suprimento, enquanto o outro fica operante de forma transparente
para o usuário. Em termos econômico-financeiros, normalmente em instalações de grande
porte, os custos para implantação de infraestrutura redundante são bem menores que os
prejuízos provocados por paradas programadas [1].
Com o avanço da tecnologia ao longo dos anos, as instalações de cargas críticas se
moveram no caminho de torna-se mais eficientes e menos dispendiosas. Quando no passado
buscava-se disponibilidade a qualquer custo, hoje se busca o equilíbrio entre disponibilidade e
eficiência.
2.2. DATA CENTERS
Um dos principais tipos de instalações com carga crítica, são as instalações que
contém data center. Um data center é um ambiente que abriga servidores e outros
componentes como sistemas de armazenamento de dados e ativos de rede (switches,
roteadores etc), e tem como objetivo principal garantir a disponibilidade de equipamentos que
rodam sistemas essenciais para o funcionamento de uma organização. Ao longo da última
década a proliferação de tecnologias baseadas em rede e independentes de plataforma tornou
o data center mais estratégico do que nunca ao elevar a produtividade, incrementar os
processos de negócios e acelerar as mudanças. Os data centers são o foco estratégico dos
esforços de TI para proteger, otimizar e ampliar um negócio de forma lucrativa [1].
Um data center é constituído de várias áreas, entre elas, a área de telecomunicações,
responsável pela área de cabeamento estruturado e dados; a área de energia composta por
grupos geradores e nobreaks; a área de refrigeração composta pelo ar condicionado; a área de
segurança composta por controle de acesso e sistema integrado de TV; a área de detecção e
21
combate a incêndio; a área de supervisórios responsáveis pela automação integrada, entre
outras áreas de menor impacto.
Com o crescimento do uso da computação em nuvem, os data centers tornam-se, cada
vez mais, imprescindíveis na vida das empresas, e exigências como tempo de disponibilidade
e confiabilidade viram pré-requisitos, para assegurar o mínimo de qualidade dos serviços
prestados.
Figura 2 – Exemplo de data center
Fonte : DeServ Tecnologia e Serviços
Os índices de confiabilidade são quantificados percentualmente, por exemplo,
99,99999%, o que significa um altíssimo índice de segurança de que a instalação não falhe no
ponto de entrega do insumo, mesmo que para isso seja necessário prever redundância dupla,
tripla ou até quádrupla de sistemas. Ainda assim, um índice de confiabilidade de 99,99999%,
traduzido em termos de tempo, significaria 3 segundos de interrupção por ano, o que, no caso
do suprimento de energia de um data center, pode significar a parada de todos os
computadores e a indisponibilidade dos sistemas computacionais por pelo menos 4 horas, até
que os vários sistemas de grande porte que estavam sendo processados sejam novamente
recuperados e postos novamente em operação.
22
Em relação às normas, no Brasil, a Associação Brasileira de Normas Técnicas
(ABNT) desenvolveu a NBR 14565:2012, que estabelece as normas e melhores práticas de
cabeamento estruturado para edifícios comerciais e data centers, sendo que a mesma é
baseada na norma internacional ISO/IEC 11801:2002 e ISO/IEC 24764. A norma brasileira
especifica, dentre outros, a estrutura do cabeamento, as interfaces para tomadas de
telecomunicações e de equipamentos, requisitos de desempenho de enlaces e dos canais de
cabeamento, requisitos de distâncias mínimas e máximas, requisitos de conformidade e
procedimentos de teste, verificação e certificação. Além disso, recomenda melhores práticas
para projeto e instalação de infraestrutura para data centers, cabeamento para sistemas de
automação e controle e simbologia para projeto de cabeamento. Para padronizar as instalações
de data centers em escala internacional, existe a norma ISO/IEC 24764:2010. Já nos Estados
Unidos, as normas seguidas para estes tipos de instalações são a TIA 942/2005 e a
ANSI/BICSI-002 [1].
Como os data centers são termômetros da saúde de muitas organizações, uma
infraestrutura confiável, flexível e redundante torna-se obrigatória. Devido a sua natureza, os
data centers devem evitar períodos de downtime e, para isso, os sistemas elétricos
desempenham um papel de fundamental importância. Para assegurar um alto índice de
confiabilidade e disponibilidade em um data center, entre outros aspectos, é necessário
assegurar energia com qualidade, segura e ininterrupta, para alimentar todos os sistemas e
subsistemas do mesmo.
2.3. REDUNDÂNCIA
O termo redundância representa a capacidade de um sistema em superar a falha de um
de seus componentes por meio do uso de recursos redundantes, ou seja, um sistema
redundante possui um segundo dispositivo que está imediatamente disponível para uso
quando da falha do dispositivo primário do sistema.
23
A norma largamente utilizada que se aplica na infraestrutura de um data center, de
acordo com a sua disponibilidade e a sua redundância é a ANSI/TIA 942
(Telecommunications
Infrastructure
Standard
for
Data
Center)
Infraestrutura
de
Telecomunicações para Data Centers, de 2005. Segunda a mesma [2], as redundâncias (de
equipamentos de TI, alimentação de energia etc) são definidas da seguinte maneira:
2.3.1. N : Requisitos básicos de funcionamento
O sistema tem os requisitos básicos para o funcionamento e não possui nenhuma
redundância.
2.3.2. Redundância N+1
A redundância N+1 provê uma unidade, módulo, caminho ou sistema adicional em
relação aos requisitos mínimos. A falha ou manutenção em uma unidade, módulo ou caminho,
não vai interromper as operações da instalação. Um exemplo seria uma instalação que possui
um no-break para o caso de falta de energia da concessionária.
2.3.3. Redundância N+2
A redundância N+2 provê duas unidades, módulos, caminhos ou sistemas adicionais
em relação aos requisitos mínimos. A falha ou manutenção em duas unidades, módulos ou
caminhos, não vai interromper as operações da instalação. Um exemplo seria uma instalação
que possui um no-break e um grupo gerador para o caso de falta de energia da concessionária.
2.3.4. Redundância 2N
A redundância 2N provê duas unidades, módulos, caminhos ou sistemas completos
para a instalação. Seria, por exemplo, uma instalação alimentada por duas concessionárias de
distribuição de energia diferentes ou até mesmo duas ligações provenientes de subestações
diferentes da mesma concessionária.
24
2.3.5. Redundância 2 (N+1)
Seria a redundância 2N adicionada de mais alguma unidade, módulo, caminho ou
sistema. Por exemplo, uma instalação alimentada por duas concessionárias de distribuição de
energia diferentes, sendo que houvesse também um no-break para o caso de falta de energia
das duas concessionárias.
Figura 3 – Exemplo de um No-break utilizado para prover redundância elétrica a uma instalação
Fonte :NHS Nobreaks e Estabilizadores
Os sistemas em redundância buscam que a instalação tenha a capacidade de entrar em
algum processo de manutenção, retrofit ou teste sem a necessidade de interrupção das
operações. Também é válido citar que, a infraestrutura para implantação de um sistema de
redundância deve levar em consideração um futuro aumento de carga, deixando alguma
''folga'' na capacidade dos equipamentos destinados a este fim.
2.4. SISTEMA DE CLASSIFICAÇÃO TIER
A classificação de infraestrutura de data center (TIER), tem como objetivo delimitar a
topologia para projetistas e operadores e de mensurar o desempenho final requerido pelo nível
de criticidade da planta. Segundo Marin [3], o Uptime Institute foi pioneiro por esta
25
classificação, começando seus estudos em 1995, sendo largamente reconhecida e utilizada
mundialmente como referência em projetos de data center. Sua classificação foca no
desempenho e na integração dos componentes, como: capacidade de redundância dos
elementos, capacidade de manutenção concorrente e capacidade de tolerância a falhas. As
quatro possíveis classificações TIER foram originalmente definidas pelo Uptime Institute no
seu documento “Data Center Site Infrastructure Tier Standard: Topology”. São elas:
2.4.1. Data Center TIER I – Básico
Um data-center TIER I é suscetível a interrupção de funcionamento em situações
planejadas e não-planejadas. Ele possui um sistema de distribuição de energia e um sistema de
resfriamento, não contém um piso elevado, no-break's ou um grupo gerador, prevendo assim
um nível mínimo de distribuição de energia elétrica para atender exigências de carga elétrica,
com nenhuma redundância de rotas físicas ou lógicas. Neste caso uma falha elétrica ou uma
manutenção poderá ocasionar a interrupção parcial ou total das operações. Não é necessária
redundância de alimentação de energia na entrada da empresa. Deve prever um sistema de
acondicionamento de ar simples/múltiplos com a capacidade de resfriamento combinada para
manter a temperatura e a umidade relativa das áreas críticas nas condições projetadas, sem
unidades redundantes.
Apresenta como potenciais pontos de falha:
• Falta de energia da concessionária no data center ou na Central da Operadora de
Telecomunicações
• Falha de equipamentos da Operadora
Tier 1 possui uma disponibilidade de 99.671% e pode ter um downtime (tempo que o
sistema não está operacional) de 28,8 horas/ano, sem redundância energética ou de
refrigeração.
26
2.4.2. Data Center TIER II – Componentes redundantes
Instalações TIER II são um pouco menos suscetíveis a interrupções de funcionamento,
seja por eventos planejados ou não planejados, do que as instalações básicas TIER I. Contém
módulos UPS redundantes em N+1(básico mais um) e sala que utiliza estrutura com piso
elevado. É necessário um sistema de gerador elétrico dimensionado para controlar todas as
cargas do data center, apesar de não ser necessário conjuntos de geradores redundantes.
Também não é necessária qualquer redundância na entrada de serviço de distribuição de
energia. Os sistemas de ar-condicionado devem ser projetados para a operação contínua 7 dias
/24 horas/365 dias/ano, e incorporam um mínimo de redundância N+1.
Assim, um data center Tier 2 possui uma disponibilidade de 99.749%, podendo ter em
média um downtime de 22 horas/ano e redundância parcial em energia e refrigeração.
2.4.3. Data Center TIER III
Um data center TIER III tem pelo menos dois caminhos para o sistema distribuição de
energia e de refrigeração, mas só um caminho está ativo por vez, sendo que também possui
equipamentos redundantes no esquema N+1. A infraestrutura do data center dessa categoria
permite a execução de atividades programadas sem a necessidade de desligamento do
hardware. As atividades programadas incluem: manutenção preventiva dos equipamentos;
reparo ou substituição de componentes, testes de componentes ou sistemas, entre outros. No
caso de grandes instalações são utilizados sistemas de refrigeração redundantes que possuem
saídas separadas, o que permite a possibilidade de interrupção de um destes componentes sem
interrupção do serviço de refrigeração.
Assim, um data center TIER III possui uma disponibilidade de 99.982%, podendo ter
em média um downtime de 1.6 horas/ano.
27
2.4.4. Data Center TIER IV – Alta tolerância a falhas
Os data center’s com classificação TIER IV devem prover uma disponibilidade
elétrica com uma configuração “2(N+1)", dessa maneira o edifício deve ter pelo menos duas
alimentações de energia vindas das concessionárias a partir de diferentes subestações para fins
de redundância, sendo que os dois caminhos ficam ativos ao mesmo tempo. Tem mais de um
caminho também para o sistema de resfriamento. Uma vez que dois caminhos estão
normalmente ativos, a infraestrutura provê um maior grau de proteção contra falhas.
Na classificação TIER 4 todos os computadores e equipamentos de telecomunicação
possuem múltiplas alimentações de energia, assim os equipamentos continuam funcionando
mesmo se uma das entradas de energia parar de funcionar. Os equipamentos ativos de
informática (roteadores, modens das operadoras, comutadores LAN/SAN) devem ser
redundantes. O sistema deve prover a comutação automática para os equipamentos de backup.
Estes tipos de data centers não são comuns, por causa dos altos custos de construção e
operação, e geralmente se justificam apenas quando falamos de processamentos que exigem
alto sigilo e disponibilidade tendendo a 100%. A capacidade dos equipamentos, condutores e
afins deve suportar a situação em que toda a carga fica em um só caminho, enquanto o outro
estaria em manutenção.
Assim, um data center Tier IV possui uma disponibilidade de 99.995%, podendo ter
em média um downtime de 0.4 horas/ano. A tabela 1 resume as principais características dos
quatro tipos de classificação TIER.
Tabela 1 – Resumo da classificação TIER
•
Única rota para sistemas de energia e
ventilação
TIER I
•
Sem redundância
•
Suscetível a interrupções por atividades
planejadas e não planejadas
28
•
28,8 horas de downtime anuais
•
Única rota para sistemas de energia e
ventilação
TIER II
•
Componentes redundantes
•
Piso Elevado
•
Menos suscetível a interrupções comparado
ao TIER I
•
22 horas de downtime anuais
•
Múltiplas rotas para sistemas de energia e
ventilação(somente uma ativa)
TIER III
•
Componentes redundantes
•
Permite qualquer alteração de layout e
manutenção sem interrupções das atividades
operacionais
TIER IV
•
1,6 horas de downtime anuais
•
Sistemas de energia e ventilação distribuídos
•
Componentes redundantes
•
Todos os hardwares devem possuir fonte de
energia redundante
•
Sustentar ao máximo uma falha não planejada
•
0,4 horas de downtime anuais
Fonte : Autoria Própria
2.5. SISTEMAS ININTERRUPTOS DE FORNECIMENTO DE ENERGIA
O planejamento e implementação de redundância e contingência de energia elétrica em
uma instalação deve:
• Prever um sistema alternativo de fornecimento de energia;
• Selecionar as áreas com maior prioridade para o abastecimento de energia;
• Definir o período de autonomia para o sistema;
• Prover os recursos necessários para o funcionamento do sistema alternativo durante o
período de autonomia pretendido.
29
Um sistema ininterrupto de energia não tange apenas a existência ou não da
alimentação de energia elétrica num determinado momento, mas também age em relação à
qualidade dessa energia, como quando ocorrem variações na tensão ou frequência nominal da
rede da concessionária, em relação a um valor pré-estabelecido (+/- 10% de Vnominal ou +/5% da frequência nominal, por exemplo).
Como as instalações da empresa na qual esse trabalho se baseia conta com carga de
missão crítica do tipo data center e, como foi dito nas seções anteriores, esse tipo de carga
necessita de alto nível de confiabilidade tanto dos equipamentos utilizados no seu
funcionamento, como no fornecimento da energia que alimenta os mesmos. Como o foco do
trabalho é a parte elétrica das instalações com carga de missão crítica, especificamente nas
instalações do SERPRO Regional Fortaleza, é válido falar de uma maneira geral, e destacando
algumas particularidades, sobre os dois principais equipamentos utilizados para a formação de
um sistema ininterrupto de fornecimento de energia, para um caso de falha na rede da
concessionária, que são os nobreak's e os grupos motores geradores.
2.5.1. NO BREAK'S ou UPS
Os No Break’s também chamados de UPS ( uninterruptible power supply/ fonte de
alimentação ininterrupta) são equipamentos que atuam como um sistema secundário de
energia elétrica, suprindo energia as cargas ligadas a ele, no caso de interrupção de
fornecimento de energia da fonte primária, geralmente uma concessionária de energia elétrica.
Sua fonte de energia é uma bateria que fica sendo carregada quando a fonte de energia
primária está funcionando corretamente. Sua autonomia geralmente varia entre 10 e 15
minutos, dependendo da quantidade e potência dos equipamentos conectados a ele.
Até os anos 1970, quando a eletrônica de potência e o uso de computadores ainda
davam os seus primeiros passos, a única tecnologia disponível no mercado para a manutenção
30
da alimentação de energia elétrica eram os chamados UPS rotativos, que se utilizavam de
geradores diesel acoplados a alternadores de energia por meio de um volante de inércia, que
mantinha a energia ativa para a carga em caso de falha da rede. Esse tipo de tecnologia era
cara e ineficaz. Com o avanço da eletrônica de potência e da eletrônica digital, com os
surgimentos de semicondutores de potência e dos circuitos integrados, surgiram os UPS's
estáticos, que no início ainda eram caros e ineficientes, em termos de geração de perdas
elétricas, porém eram bastante robustos.
Com o tempo foram implementadas as UPS's a tecnologia de PWM, que utiliza o
princípio de regulação, comparando o sinal de saída com um sinal de referência. Após alguns
anos os transistores de potência antigos foram sendo substituídos por transistores do tipo
IGBT, chaveiam mais rápido. Como os controles são muito rápidos e as frequências de
chaveamento elevadas, as grandezas elétricas de saída de um UPS passaram a ser muito
melhor reguladas[1].
Figura 4 – Um UPS de 100kVA
Fonte : Schneider Eletric
31
2.5.1.1.
TOPOLOGIAS
A topologia dos UPS designa a disposição lógica dos seus elementos, o que resulta na
forma como os equipamentos funcionam para atender a sua finalidade. Existem 3 topologias
de UPS: UPS off line; UPS line interative; UPS online dupla conversão. Todos os UPS's
disponíveis no mercado aplicam uma dessas três topologias.
UPS offline
É a topologia mais simples das três. A carga é alimentada diretamente pela rede
elétrica, que também alimenta um retificador, o qual tem a função de manter o banco de
baterias carregado. Numa falta da rede elétrica, a chave de saída comuta para o ramo inversor
que passa a usar a energia vinda das baterias e assim mantém as cargas alimentadas. O
esquema dessa topologia pode ser vista na figura 5.
Figura 5 – Diagrama do modelo UPS off-line
Fonte: Revista O Setor Elétrico
Esse tipo de topologia é a mais barata, já que o ramo de eletrônica de potência é
dimensionado para funcionar somente quando de uma falha de energia. Trata-se de um
equipamento simples e pouco eficaz, sendo utilizado, usualmente, apenas no mercado
doméstico e em pequenos negócios.
32
UPS line interative
A topologia line interative é a topologia off line, adicionada de alguns elementos que
tornam o UPS mais confiável e complexo. Nessa topologia, a carga continua sendo
alimentada diretamente pela rede elétrica, mas não de forma direta. A energia passa por um
''tratamento'', através de um regulador de tensão e de filtros LC. A rede também mantém a
bateria carregada através do uso de um retificador, como na topologia anterior. Quando a
energia da rede é interrompida ou sai da tolerância, a chave de transferência comuta, dessa
maneira a carga passa a ser alimentada pelo inversor do UPS, com a energia vinda das
baterias. O esquema dessa topologia pode ser vista na figura 6.
Figura 6 – Diagrama do modelo UPS line interative
Fonte: Revista O Setor Elétrico
Nesse tipo de topologia, o UPS é mais robusto e oferece maior qualidade de proteção a
carga.
UPS Dupla Conversão
A topologia de dupla conversão recebe esse nome pois a energia que vem da rede da
concessionária passa por duas conversões, sendo que primeiro a corrente CA é transformada
em CC para carregar as baterias e suprir a energia para o inversor, onde sofre nova
transformação, de CC para CA, para só então ir alimentar as cargas. No regime normal de
operação a energia da rede alimenta o retificador, que faz a conversão CA/CC. A energia CC
alimenta, de forma direta ou indireta, o banco de baterias e também a entrada do inversor (de
33
forma direta ou indireta, dependendo da tecnologia empregada). O inversor faz a
transformação da energia CC em uma energia CA completamente desvinculada da energia
vinda da rede da concessionária, sempre com tensão e frequência reguladas. No caso de queda
de energia as baterias entram em ação para prover energia para as cargas. O esquema dessa
topologia pode ser vista na figura 7.
Figura 7– Diagrama do modelo UPS dupla conversão
Fonte: Revista O Setor Elétrico
Qualquer que seja o estado de operação (normal ou emergência), as cargas são sempre
alimentadas por uma energia limpa, sempre regulada em tensão e frequência. Os UPS com
essa topologia são os mais caros disponíveis no mercado, pois os componentes de eletrônica
de potência tem que ser dimensionados para operar 100 % do tempo com a potência nominal
do UPS passando por eles. Pelas vantagens e qualidades de manter a energia na carga limpa e
regulad, os UPS’s com essa topologia são os mais utilizados em instalações de cargas críticas.
2.5.1.2.
MANUTENÇÃO PREVENTIVA
É fato que, um plano efetivo de manutenção preventiva poupará tempo e dinheiro,
diminuindo as interrupções do serviço e os custos em caso de período de inatividade, bem
como aumentando o retorno global do investimento e estendendo a vida útil do equipamento
de missão crítica.
34
Entre as causas mais comuns que causam falhas em UPS estão:
•
Baterias
As baterias são o coração de qualquer UPS e exigem inspeção e manutenção,
independentemente da sua idade ou tempo de garantia. Pesquisas realizadas no setor mostram
que até 20% das falhas de UPS podem ser atribuídas a baterias ruins, com a temperatura e as
descargas acumuladas citadas como as principais razões. Durante uma visita de manutenção
preventiva, os dados são obtidos a partir de procedimentos de testes exaustivos, durante os
quais a medição da impedância ou da condutância mostra o desempenho da bateria e
identifica qualquer bateria com potencial de falha interna.
•
Conexões internas dos UPS’s
Podem ser afetadas por vibrações do edifício ou de máquinas próximas aos UPS.
Recomenda-se que o UPS seja verificado a cada três meses para que os pontos quentes sejam
analisados.
•
Ventiladores
Ventiladores podem falhar devido às suas próprias limitações mecânicas ou elétricas,
ou quando os seus rolamentos tornam-se secos. Alguns ventiladores podem apresentar um
bom desempenho por mais de dez anos de uso contínuo, enquanto outros funcionam apenas
por curtos períodos antes de travar por razões mecânicas.
•
Capacitores
Um UPS típico contém uma dúzia ou mais de capacitores eletrolíticos de diferentes
tipos e valores, que fazem o papel de suavizar e filtrar as flutuações de tensão. Como acontece
com as baterias, os capacitores também sofrem degradação ao longo do tempo. Quando
acontece a falha de um capacitor, pode ser que não ocorram efeitos imediatos, mas os outros
capacitores ficam operando com capacidade acima do normal, para compensar o capacitor
35
defeituoso, o que reduz a vida útil dos mesmos. Assim, a inspeção dos capacitores numa
manutenção preventiva otimiza o funcionamento do UPS e também aumenta a sua vida útil.
•
Contatores
Os contatores podem acumular uma camada fina de poeira e outras substâncias
resistivas, sendo necessário realizar as inspeções e a limpeza para evitar falhas prematuras.
•
Filtros de ar
Os filtros de ar podem ficar bloqueados pelo acúmulo de poeira e causar o
desligamento do UPS devido ao sobreaquecimento. Por isso, eles devem ser inspecionados
todos os meses, sendo a troca dos filtros um componente barato de um plano de manutenção
eficaz para UPS.
Assim, a manutenção preventiva é crucial para alcançar o desempenho máximo do
equipamento, oferecendo a oportunidade de detectar e corrigir eventuais problemas antes que
eles se tornem significativos e caros, minimizando assim o risco de paradas não planejadas.
2.5.2. GRUPOS GERADORES
Um Grupo Motor Gerador (GMG) é um equipamento que possui um motor (que pode
ter como combustível o diesel, a gasolina ou gás natural), o qual seu eixo encontra-se
acoplado a um gerador de moderna tecnologia e montado sobre base metálica, com
acionamento manual ou automático. Os GMG’s podem ser usados de forma singela ou em
paralelo com outros grupos geradores e podem ou não estar instalados em contêineres
atenuadores de ruídos.
36
Devido à sua importância, os grupos geradores devem ser selecionados e utilizados de
modo a fornecer um suprimento de energia elétrica confiável, de qualidade, e, na quantidade
necessária. Cada instalação de um grupo gerador requer a utilização de um equipamento de
transferência de energia, seja(m) ele(s) chave(s) comutadora(s) ou chave(s) de paralelismo. O
equipamento correto de trabalho e sua correta aplicação são fundamentais para sua operação
confiável e segura.
Figura 8 – Um Grupo Motor gerador (GMG)
Fonte: Cummings Power Generation
Os GMG’s são bastante utilizados em indústrias, mas atualmente, não só os
parques industriais buscam esse tipo de equipamento, mas outros segmentos da atividade
econômica também aderem a essa tecnologia, tais como hotéis, shopping centers etc.
Em geral, a potência dessas unidades supre somente parte da carga, chamada de carga
crítica ou prioritária, tais como iluminação de emergência, máquinas que operam com
materiais plásticos que endurecem em seu interior, sistemas frios de fábricas de cerveja etc.
37
A indústria pode adquirir a sua unidade de geração com a capacidade superior a suas
necessidades atuais, conectando-se ao mesmo tempo a rede elétrica da concessionária. Se o
custo da energia gerada por ela for inferior ao valor da energia comprada ao seu fornecedor, a
indústria deixa de comprar desse fornecedor e passa a gerar a sua própria energia. Caso
contrário, a geração própria poderia ser utilizada somente no horário de ponta de carga,
reduzindo substancialmente o valor da fatura de energia elétrica [4].
A classificação quanto ao regime de operação de um grupo gerador (segundo sua
potência nominal) é especificada pelo fabricante. Esta classificação estabelece as condições
de carga máxima permitida para um grupo gerador. Essa classificação pode ser do tipo:
Stand-by
Os GMG’s que funcionam em regime de stand by fornecem energia durante uma
interrupção no fornecimento pela fonte de energia usual (rede da concessionária). Para esta
classificação, não se admite qualquer valor para capacidade de sobrecarga sustentada. Esta
classificação é aplicada apenas para instalações servidas por uma fonte usual e confiável de
energia e cargas variáveis que apresentem um fator médio de consumo de carga
correspondente à 80% da classificação stand by durante um período de tempo máximo de 200
horas de operação por ano, ou, por um período de tempo máximo de 25 horas por ano, com
consumo de carga correspondente à 100% de sua classificação stand by.
A classificação stand by é utilizada somente para definir aplicações de emergência e
stand by, nas quais o grupo gerador serve como uma reserva para a fonte usual de energia.
Prime
Os GMG’s que funcionam em regime Prime fornecem energia elétrica em substituição
a energia adquirida da empresa distribuidora. O número de horas de operação permitido por
38
ano é ilimitado para aplicações com carga variável, porém, é limitado para aplicações com
carga constante, conforme se descreve abaixo:
•
Operação com tempo ilimitado
Permite que o grupo gerador esteja disponível por um número “ilimitado” de horas de
operação, ao ano, em aplicações com carga variável. Aplicações que exijam qualquer
operação em paralelo com a fonte usual de energia, com carga constante, estão sujeitas à
limitações de tempo de funcionamento. Em aplicações com carga variável, o fator de carga
médio não deve exceder 70% da Classificação de Energia Prime. Uma capacidade de
sobrecarga de 10%, é admissível, por um período máximo de 1 hora para cada de um período
de 12 horas de operação, porém, não deverá exceder 25 horas ao ano. O tempo total de
operação na classificação “Prime” não deve exceder 500 horas por ano.
•
Operação com tempo limitado
Permite que o grupo gerador esteja disponível por um número ‘’limitado” de horas de
operação, ao ano, em aplicações com carga constante, tais como, energia interrompível,
redução de carga, corte de pico e outras aplicações que, em geral, envolvem a operação em
paralelo com a fonte usual de energia. Os grupos geradores podem operar em paralelo com a
fonte usual de energia durante até 750 horas por ano, em valores de potência que não excedam
a classificação de “Energia Prime”. Deve-se ressaltar que a vida útil do motor será reduzida
caso seja utilizado de modo constante para alimentar altos valores de carga. Qualquer
aplicação que exija mais de 750 horas de operação por ano conforme os parâmetros da
classificação “Prime”, deverá, ao invés disso, utilizar a classificação Energia de Carga Básica.
A classificação “Energia de Carga Básica” aplica-se ao fornecimento contínuo de energia
para uma carga de até 100% da classificação básica, por um número ilimitado de horas. Não é
especificada qualquer capacidade de sobrecarga sustentada disponível para esta classificação.
39
Esta classificação aplica-se para a operação de carga básica pela fonte usual de energia. Neste
tipo de aplicação, os grupos geradores são conectados em paralelo com a fonte usual de
energia e trabalham sob carga constante por longos períodos de tempo [5].
2.5.2.1.
RECOMENDAÇÕES
QUANTO
AO
NÍVEL
DE
CARGA
ATENDIDA
Os grupos geradores não devem operar com carga muito abaixo da sua capacidade
nominal, sob risco de trazer danos ao motor e também reduzir sua vida útil. Os motores diesel
são projetados e seus componentes internos normalmente dimensionados para condições de
carga próximas da nominal, ocasião em que seus sistemas internos atingem temperaturas cujas
dilatações térmicas permitem vedações mais eficientes, como é o caso dos anéis de vedação
dos cilindros do motor. Com cargas reduzidas, os sistemas de água de arrefecimento, óleo
lubrificante e outros, trabalham em temperaturas mais baixas, caracterizando uma anomalia às
condições do equipamento. Os riscos de problemas e intensidade dos desgastes no motor
estarão diretamente associados ao tempo de operação que o grupo gerador ficar submetido a
estas condições de baixa carga [6]. Nessa condição, o acabamento acetinado das paredes
internas dos cilindros do motor transforma-se em um espelhado polido devido à fricção
constante dos pistões. Esta condição é conhecida como um "espelhamento" dos cilindros. Isto
é péssimo, uma vez que todas as propriedades de lubrificação são perdidas, pois o óleo não
pode aderir aos lados [7]. Além disso, a operação com baixa carga também pode provocar
acúmulo de óleos não queimados pelo motor no interior do silencioso da tubulação de gases
de descarga. Esta situação pode trazer risco de explosão ao silencioso, caso o motor passe a
operar com cargas elevadas e consequentes altas temperaturas no interior desse acessório [6].
Em geral, os fabricantes de grupos geradores não recomendam utilizar o equipamento
com uma carga que corresponda menos do que 30% de sua potência nominal.
40
2.5.2.2.
MANUTENÇÃO PREVENTIVA
Uma rotina de manutenções tem o objetivo de garantir a operacionalidade do grupo
gerador nas condições apropriadas, o que proporciona um melhor desempenho e rendimento
ao equipamento, além de evitar a incidência de falhas, prolongando a sua vida útil.
Os fabricantes recomendam diferentes tipos de manutenção, de feitos de período em
período(semanal, mensal etc), como:
Manutenção Semanal:
• Realizar inspeção visual, principalmente no que diz respeito aos contatos dos relés;
• Examinar as condições das baterias de partida dos grupos geradores, verificando o
nível do eletrólito, o aperto dos terminais de conexão dos cabos e a tensão por
elemento, com o retificador desligado;
• Verificar o funcionamento de todas as sinalizações e do alarme sonoro;
• Verificar o funcionamento das chaves seletoras, checando a área de contato das
mesmas.
Manutenção Mensal:
• Examinar possíveis faíscamentos nos contatos auxiliares dos relés, assim como nos
disjuntores do circuito de força, trocando-os quando a superfície de contato não
apresentar mais condições de trabalho;
• Examinar os conectores de interligação interna e externa, observando qualquer mau
contato que tenha surgido;
• Retirar a poeira acumulada na parte interna do quadro, usando preferencialmente
aspirador de pó com ponteira plástica e um pequeno pincel isento de óleos, tintas,
graxas, etc.
Manutenção Trimestral:
• Fazer um reaperto geral em todos os parafusos que contenham ligações elétricas;
41
• Verificar a precisão de ajuste dos sensores, bem como da sua atuação;
• Verificar ajustes dos temporizadores em geral;
• Testar todos os sobressalentes;
• Testar o sistema de sinalização e comando por interrupção de fusível, usando um
fusível de alarme queimado como simulador.
Além disso, é recomendável fazer o equipamento funcionar, manual ou
automaticamente, pelo menos duas vezes por mês, preferencialmente com carga. Também é
recomendado examinar durante o funcionamento do grupo gerador a temperatura dos relés,
contatores, transformadores, etc. Em relação aos principais consumíveis, que são os óleos
lubrificantes e filtros de óleo, recomenda-se a troca/substituição destes componentes após
250h de uso do equipamento, ou no prazo de 12 meses nos casos em que o grupo gerador seja
utilizado em sistema de stand-by/emergência.
2.5.2.3.
CARACTERÍSTICAS RELEVANTES DE UTILIZAÇÃO
DO ÓLEO DIESEL EM MOTOR
Os GMG's com motores a diesel são os mais utilizados no mercado. Segundo Mamede
[4], o motor a diesel é dito de “ignição por compressão’’, o que quer dizer que a mistura de
combustível é inflamada quando uma nuvem de óleo é injetada pela bomba de alta pressão no
ar quente contido no cilindro. O aquecimento do ar é devido a compressão praticamente
adiabática (sem troca de calor com o exterior), sendo efetuada pelo pistão do motor. Ao
contrário, no motor de ciclo Otto a ignição é desencadeada pela centelha que salta entre os
eletrodos da vela de ignição. Esta diferença entre os modos de inflamar a carga impõe
características físico-químicas distintas aos combustíveis usados em um e outro desses
motores.
42
O combustível do ciclo Otto utiliza derivados leves do petróleo (naftas leves, propano,
butano etc), gás natural, álcool e outras substâncias gasosas ou que possam ser facilmente
vaporizadas antes de entrar no cilindro do motor. Por outro lado, esses combustíveis devem
resistir a compressão moderada típica do ciclo Otto (de 1 para até 12 atmosferas) sem entrar
em ignição que seria, nestes casos, explosiva devido à elevada velocidade de propagação da
chama nesses combustíveis e à decomposição e recomposição molecular. O parâmetro que
caracteriza a resistência à ignição por compreensão é o Número de Octano (NO). Para o
combustível do ciclo Otto é desejável elevado número de octano.
Por outro lado, a facilidade de um combustível entrar em compressão é expressa pelo
Número de Cetano(NC). O número de cetano do combustível diesel caracteriza, em certa
medida, cinética da combustão; e tem, portanto, influência no espectro de substâncias
emitidas pelo motor. O combustível diesel é uma mistura de hidrocarbonetos de moléculas
mais pesadas do que as dos hidrocarbonetos da gasolina e, consequência, de menor razão de
massas hidrogênio/carbono, o que determina elevada emissão de compostos de carbono por
unidade de energia final entregue ao motor. Entretanto, as características do ciclo diesel que
asseguram rendimento térmico superior ao do ciclo de Otto ( como o fato operar com grande
excesso de ar) compensam amplamente a desvantagem decorrente da composição do
combustível, quando o parâmetro de interesse é emissão de poluentes e energia de utilização.
No Brasil, a partir do início da década de 1990 houve um movimento de melhoria da
qualidade do diesel motivado pela legislação sobre a qualidade do ar. Na atualidade, há quatro
faixas de especificação do número de cetano para uso rodoviário, urbano, metropolitano,
ensaios e outros usos. A faixa de variação vai de NC=40 a 45. Nos países onde a legislação
ambiental é mais rigorosa, o diesel urbano tem NC=50.
Outras características relevantes do combustível diesel (para emissões) são a
densidade, a viscosidade, a composição, o teor de enxofre, a presença de contaminantes, o
43
teor de hidrocarbonetos cíclicos (aromáticos, derivados da cadeia fundamental do benzeno) e,
obviamente, o poder calorífico.
2.6. CURTO-CIRCUITOS
Um curto-circuito é uma redução abrupta e acentuada de um circuito, o que ocasiona
um aumento da corrente que circula no mesmo (chamada corrente de curto-circuito ou de
falta) em valores bem acima dos nominais.
Segundo Stevenson [8], essa corrente é determinada pelas forças eletromotrizes
internas das máquinas do circuito, por suas impedâncias e pelas impedâncias do circuito
situadas entre as máquinas e a falta.
A análise de curto-circuito é de extrema importância para um correto planejamento e
proteção de um sistema elétrico, seja ele em baixa ou alta tensão. Os valores dessas correntes
são baseados no conhecimento das impedâncias, desde o ponto de defeito até a fonte
geradora.
De acordo com Mamede [4], as correntes de curto circuito adquirem valores de grande
intensidade, porém com duração geralmente limitada a frações de segundo. São provocadas
geralmente pela perda de isolamento de algum elemento energizado do sistema elétrico. Os
valores de pico estão, normalmente, compreendidos entre 10 e 100 vezes a corrente nominal
no ponto de defeito e dependem da localização deste. Além das avarias provocadas com a
queima de alguns componentes da instalação, as correntes de curto-circuito geram solicitações
de natureza mecânica, atuando, principalmente, sobre os barramentos, chaves e condutores,
ocasionando o rompimento dos apoios e deformações na estrutura dos quadros de
distribuição, caso o dimensionamento destes não seja adequado aos esforços eletromecânicos
resultantes.
44
Figura 9 – Danos causados por um curto-circuito em um quadro elétrico
Fonte : Scheneider Eletric
2.6.1. TIPOS DE CURTO-CIRCUITO
Os curtos-circuitos podem ser de 3 tipos:
2.6.1.1.
Curto-circuito trifásico
Caracteriza-se quando as tensões nas três fases se anulam no ponto de defeito. Por
serem geralmente de maior valor, são de fundamental importância devido a larga faixa de
aplicação, como nos seguintes casos:
•
Ajustes dos dispositivos de proteção contra sobrecorrente;
•
Capacidade térmica dos cabos e equipamentos;
•
Capacidade de interrupção dos disjuntores;
•
Capacidade dinâmica dos barramentos coletores.
A figura 10 ilustra um curto circuito trifásico.
45
Figura 10 – Curto-circuito trifásico
Fonte : SANTOS, Trabalho de Conclusão de Curso, Universidade de São Paulo[9]
2.6.1.2.
Curto-circuito bifásico
Ocorre em duas situações distintas:
•
No contato somente entre dois condutores de fases diferentes, como ilustra a figura 11
Figura 11 – Curto-Circuito bifásico
Fonte : SANTOS, Trabalho de Conclusão de Curso, Universidade de São Paulo[9]
•
No contato entre duas fases diferentes mais a participação do elemento terra, como
ilustra a figura 12.
46
Figura 12 - Curto-Circuito bifásico-terra
Fonte : SANTOS, Trabalho de Conclusão de Curso, Universidade de São Paulo[9]
2.6.1.3.
Curto-circuito fase-terra
Ocorre quando há contato entre o condutor de fase e a terra, conforme ilustra a figura
13. As correntes de curto fase-terra são utilizadas para os seguintes casos:
•
Seção mínima do condutor de uma malha de terra;
•
Ajuste dos valores mínimos dos dispositivos de proteção contra sobrecorrentes;
•
Limite das tensões de passo e de toque;
•
Dimensionamento do resistor de aterramento.
Figura 13 – Curto-Circuito fase-terra ou monofásico
Fonte : SANTOS, Trabalho de Conclusão de Curso, Universidade de São Paulo[9]
Os curtos-circuitos podem ainda ser classificados em relação à presença ou não de
uma impedância de falta, ou seja, uma impedância situada entre os pontos de potencial
47
diferente, onde ocorreu o curto-circuito. Quando não existe uma impedância presente, os
curtos-circuitos são chamados de curtos-circuitos francos.
O conhecimento dos valores das correntes de curto-circuito é a base de qualquer
sistema de proteção elétrica de uma instalação. Com eles são dimensionados os fusíveis e
disjuntores, além de determinados os valores nominais dos dispositivos e equipamentos a
serem utilizados em função dos limites da corrente de curto-circuito indicados por seus
fabricantes.
O detalhamento dos cálculos das correntes de curto-circuito, assim como os cálculos
de parametrização do relé de média tensão da instalação, está presente no capítulo 4.
48
3. SISTEMA ELÉTRICO DO SERPRO REGIONAL FORTALEZA
3.1. O SERPRO
O Serviço Federal de Processamento de Dados (Serpro) é uma empresa pública
vinculada ao Ministério da Fazenda. Foi criada no dia 1º de dezembro de 1964, pela Lei nº
4.516, com o objetivo de modernizar e dar agilidade a setores estratégicos da Administração
Pública brasileira. A empresa, cujo negócio é a prestação de serviços em Tecnologia da
Informação e Comunicações para o setor público, é considerada uma das maiores
organizações públicas de TI no mundo.
O Serpro desenvolve programas e serviços que permitem maior controle e
transparência sobre a receita e os gastos públicos, além de facilitar a relação dos cidadãos com
o governo. Consolidou-se aprimorando tecnologias adotadas por diversos órgãos públicos
federais, estaduais e municipais, e incorporadas à vida do cidadão brasileiro. A sede situa-se
em Brasília (DF), possuindo regionais em 11 capitais de acordo com as regiões fiscais
(Brasília, Belém, Fortaleza, Recife, Salvador, Belo Horizonte, Rio de Janeiro, São Paulo,
Curitiba, Porto Alegre e Florianópolis) e escritórios em todos os estados da federação. São
cerca de 10 mil empregados alocados em mais de 330 municípios brasileiros.
Dentre as várias soluções desenvolvidas com essas características destacam-se a
declaração do Imposto de Renda via Internet (ReceitaNet), a nova Carteira Nacional de
Habilitação, o novo Passaporte Brasileiro e os sistemas que controlam e facilitam o comércio
exterior brasileiro (Siscomex).
49
3.2. NO-BREAK'S (UPS’s)
É importante ressaltar que a rede elétrica interna do SERPRO - Regional Fortaleza, é
provida na tensão de 220V fase-fase, diferente do padrão de distribuição da concessionária
local, que é de 380V fase-fase. Em virtude disso é necessária a utilização de transformadores
de baixa tensão para adequações dos níveis de tensão dos equipamentos com as instalações.
O sistema elétrico do SERPRO é contém 3 equipamentos UPSs, sendo um de 40kVA380V(Newave), um de 60kVA-380V(Siemens) e um de 160kVA-380V(GE), com seus
respectivos bancos de baterias, transformadores (380/220V) elevadores e rebaixadores, na
entrada e saída dos mesmos, de forma a adequar a tensão do equipamento (380V trifásica) à
rede de alimentação da Regional Fortaleza do SERPRO (220V trifásica).
Figura 14 – UPS’s de 40 kVA e 60 kVA respectivamente, presentes na instalação
Fonte : SERPRO Regional Fortaleza
50
Figura 15 – UPS de 160 kVA, presente na instalação
Fonte : SERPRO Regional Fortaleza
3.2.1. EQUIPAMENTOS E MATERIAIS
As informações foram obtidas da própria documentação e/ou verificação nas
instalações do SERPRO Regional Fortaleza [10].
3.2.1.1.
Condutores
Constituídos de cobre, têmpera mole, encordoamento classe 5, com isolação em
composto termofixo em dupla camada de borracha HEPR (EPR/B-alto módulo), enchimento
de composto poliolefílico não halogenado, cobertura constituída por composto termoplástico
com base poliolefílica não halogenada, com características de não propagação e autoextinção. Tensão de isolamento 0,6/1kV. Operam para as seguintes temperaturas máximas:
90º C em serviço contínuo, 130º C para sobrecarga e 250º C para curto circuito.
51
Nos casos em que a cobertura do condutor não permite a sua identificação por cores, a
identificação dos mesmos é executada por meio de instalação de anilhas específicas e
apropriadas que garantem a identificação das funções (fase,neutro,terra) nos seus respectivos
circuitos, conforme prescrito na NBR 5410 [11].
Na planta do esquema de ligação dos UPS em anexo estão indicadas as seções
nominais dos condutores que são utilizados.
3.2.1.2.
Disjuntores de Proteção e Manobras
São construídos em caixa moldada de resina termoplástica injetada, compostas por
câmera de extinção de arco, bobina de disparo magnético, elemento bimetálico, terminal
superior e inferior com bornes apropriados para conexão de cabos ou terminais, contato fixo e
móvel confeccionados em prata tungstênio e mecanismo de disparo independente, que
permite a abertura do disjuntor, mesmo com a alavanca travada na posição ligado.
Os disjuntores possuem as características relacionadas abaixo:
•
Número de pólos: 3;
•
Corrente Nominal: indicada em planta de esquema de ligação dos UPS em anexo;
•
Frequência: 50/60 Hz;
•
Manobras Elétricas: 10.000 operações;
•
Manobras Mecânicas: 20.000 operações;
•
Grau de proteção: IP 21;
•
Temperatura Ambiente: -25º C a + 55 º C.
52
3.2.1.3.
Transformadores Trifásicos de Baixa Tensão
Para adequação do nível de tensão dos UPS instalados, que são trifásicos 380V, ao
sistema elétrico da Regional Fortaleza do SERPRO que é 220V entre fases, se faz necessário
a utilização de um transformador trifásico elevador 220/380V na entrada do UPS e um
rebaixador na saída do mesmo, com as seguintes características básicas:
•
Primário em ligação Delta (220V para o transformador elevador e 380V para o
rebaixador);
•
Secundário em ligação Estrela com neutro acessível (380V para o transformador
elevador e 220V para o rebaixador);
•
Isolamento a seco;
•
Instalação abrigada;
•
Frequência 60hz;
•
Nível de isolamento 1,2kV;
•
Classe de temperatura 'B'.
O transformadores elevadores 220V/380V, localizados a montante dos UPS, possuem
uma potência nominal superior à dos UPS que alimentam, devido a alimentação do UPS,
inclusive em condição de alimentação das cargas e carregamento das baterias
simultaneamente. Já os transformadores rebaixadores 380V/220V, instalados nas saídas dos
UPS's, podem ter a mesma potência nominal dos mesmos.
53
3.2.2. UPS 40kVA, 60kVA e 160kVA – COMPONENTES E MODO DE
OPERAÇÃO
Os UPS são dotados de:
•
Conversor de entrada (retificador);
•
Inversor;
•
Chave estática;
•
Chave bypass de manutenção;
•
Banco de Baterias.
3.2.2.1.
Conversor de Entrada
O conversor da entrada do sistema consiste na utilização de um retificador, que
converte a tensão de entrada num barramento CC desregulado. Este barramento CC
desregulado é convertido num barramento CC controlado através de um conversor elevador.
Este conversor elevador fornece energia para o inversor e para o carregador de baterias ao
mesmo tempo. Além disso, o mesmo provê a correção do fator de potência da entrada do
UPS.
•
Tensão de entrada do conversor de entrada: 380Vca - 15% / +20%;
•
Frequência de entrada do conversor de entrada: 60Hz +/- 10Hz;
•
Fator de Potência de entrada: >0,98.
54
3.2.2.2.
Inversor
O Inversor é formado por ponte transistorizada do tipo IGBT, com controle através
de microcontrolador. Possui proteção contra curto-circuito, sobrecarga e sobretemperatura.
Outras características:
•
Tensão de Saída do Inversor: 380/220V VCA 3 F (entre fase-fase);
•
Regulação Estática do Inversor: +/- 1%;
•
Distorção Harmônica Total de Tensão do Inversor THDv: < 3% para cargas não
lineares;
•
Variação de Frequência do Inversor: +/- 0,1% (interna) +/-4%(sincronizado);
•
Capacidade de Curto Circuito no Inversor: 2,5 vezes In entre Fases, 4,0 vezes In entre
Fase e Neutro.
3.2.2.3.
Chave Estática e Bypass
Os UPS's possuem chave estática de transferência composta por tiristores de alta
capacidade de corrente. A chave estática possui contator de entrada para a proteção de retorno
de corrente (backfeed protection). Os UPS's possuem uma chave seccionadora para
possibilitar a execução de bypass manual do UPS. Características:
•
Tensão de entrada do bypass: 380Vca - 10% / +10%;
•
Frequência de entrada do Bypass: 60Hz +/- 0,5%;
•
Sobrecarga: 200% por 2 minutos;
•
Sobrecarga instantânea: 1000 vezes In por 10ms.
55
3.2.2.4.
Banco de Baterias e Carregador
Os UPS possuem banco de baterias, acondicionados em gabinete próprio com
autonomia mínima para suprir o sistema à plena carga, pelo menos, por um período de 15
minutos. A bateria empregada tem tempo de vida útil de até 5 anos a 25°C.
Se a bateria está descarregada, o carregador de baterias deverá carregar o banco de
baterias em até 90% da sua condição plenamente carregada, preferencialmente dentro de
6(seis) a 8(oito) horas de operação. A tensão de saída do carregador de baterias deverá ser
automaticamente ajustada em relação à temperatura ambiente de acordo com a recomendação
do fabricante da bateria para evitar sobrecarga. A corrente de carga deverá ser limitada em
função da corrente máxima recomendada pelo fabricante das baterias.
3.2.2.5.
Modo de operação
Normal: Em condições normais a carga permanente é alimentada pelos inversores
com amplitude e frequência constantes. O retificador, alimentado pela rede, fornece energia
ao inversor e simultaneamente fornece energia para alimentar o carregador de baterias que
mantém as baterias carregadas. O inversor converte a tensão CC em uma tensão senoidal
nova, com amplitude e frequência constantes independentemente da corrente de entrada.
Falha CA: Quando a qualidade da energia da alimentação não está dentro dos
padrões de tolerância do equipamento, a bateria fornece a energia CC para o inversor. O
inversor irá manter a saída com tensão CA contínua até que a tensão da bateria atinja o limite
inferior da capacidade de operação do inversor/bateria. Durante o período de descarga, o
tempo estimado de autonomia é mostrado no display gráfico do UPS. Antes da descarga
completa da bateria, o UPS deverá enviar um alarme (parada iminente) para advertir o
operador que a bateria está quase descarregada e o UPS está prestes a desligar.
56
Retorno da Rede CA: Assim que a rede CA é restabelecida, o retificador inicia sua
operação automaticamente, fornecendo energia CC para o inversor e recarregando a bateria.
Se o inversor foi previamente desligado devido ao fim da carga da bateria, a carga será
inicialmente alimentada pelo by-pass eletrônico(chave estática). Quando a bateria estiver
suficientemente recarregada para garantir um tempo mínimo de operação com a carga atual, o
Inversor iniciará sua operação automaticamente e a carga será transferida para o inversor.
Transferência Para o By-Pass Automático: Em operação normal, a carga é
alimentada pelo inversor da UPS. Quando o sistema de controle detecta uma falha no
inversor, uma condição de sobrecarga ou de uma condição de curto-circuito, o bypass
automático irá transferir a carga crítica para a rede CA sem interrupção. Quando houver a
recuperação do inversor, ou a condição de sobrecarga ou curto-circuito sejam corrigidas, a
carga será automaticamente transferida para o inversor. Se a UPS não é capaz de retornar ao
modo normal depois de uma transferência automática, um alarme é enviado ao operador.
Transferência Para o By-Pass Manual: A UPS deve possuir chave seccionadora
de by-pass para possibilitar o desligamento dos equipamentos e garantir a operação da carga
pela rede. Essa operação deve ser possível de realizar sem interrupções para a carga.
3.2.3. INTEGRAÇÃO DAS UPS DE 40 KVA, 60 KVA E 160 KVA
O sistema de UPS’s do SERPRO funciona em conjunto para suprir as cargas da
instalação da seguinte maneira:
•
O UPS de 40kVA é responsável pela alimentação das cargas críticas do Datacenter do
SERPRO;
•
O UPS de 60 kVA é responsável pelas cargas de parte das estações de trabalho e em
caso de falha do UPS de 40 kVA, ele passa a alimentar também as cargas do mesmo;
57
•
O UPS de 160kVA é responsável por outra parte das estações de trabalho e em caso de
falha do UPS de 60kVA ele passa a alimentar também as cargas do mesmo, ficando
responsável, assim, pela alimentação das cargas dos UPS's de 40kVA e o 60kVA.
Assim, no caso de falha do UPS de 40kVA ou do UPS de 60kVA, as cargas são
transferidas automaticamente sem interrupção de fornecimento de energia, para os UPS's de
60kVA e de 160kVA respectivamente, criando assim um sistema de redundância em
''cascata'' dos UPS. A transferência de carga de um UPS para outro se dá através da chave
estática by-pass presente no equipamento.
Na planta do esquema de ligação dos UPS's em anexo, podem ser vistos os detalhes
das conexões dos mesmos.
3.3. GRUPOS GERADORES
O SERPRO possui dois grupos geradores a diesel, sendo um da marca Heimer de
575kVA e o outro da marca Ottomotores de 625kVA. Ambos os equipamentos são instalados
em contêineres supersilenciados.
A atual filosofia de funcionamento do sistema é tal que quando houver interrupção do
fornecimento de energia elétrica da concessionária, o relé que monitora a rede (Intelli ATS
PWR) manda acionar o GMG ativo. Este mesmo relé envia comando para o quadro de
transferência automática (QTA) transferir a alimentação das cargas essenciais da rede da
Coelce para o grupo gerador. O GMG ativado leva um pequeno tempo para chegar à tensão e
frequência nominais da concessionária, o que faz que durante esse o tempo entre a falta,
acionamento do GMG e a transferência da fonte de alimentação, as cargas críticas são
supridas pelos bancos de bateria dos UPS’s, portanto estas cargas não sentem a falta
momentânea de energia. Passado esse tempo de sincronização, o GMG passa a suprir a carga
que antes era suprida pela concessionária e faz com que os UPS's voltem ao seu modo de
58
funcionamento normal de não falta de energia (monitoramento da rede e carregamento de
baterias).
A escolha do grupo gerador a ser utilizado quando de uma falta de energia elétrica
seria feita de maneira automática pelo CLP presente no quadro de seleção dos grupos
geradores instalado próximo aos mesmos (QIG). A escolha do GMG encontra-se atualmente
no modo manual, ou seja, o operador que indica o grupo gerador que entrará em
funcionamento. O modo planejado e ideal seria o controlador verificar o grupo gerador com
menor número de horas de funcionamento, colocando o mesmo em carga. Em caso de falha
do GMG do ativo, o segundo GMG sincronizaria com a rede UPS e assumiria a carga em um
menor tempo de transição possível. Esse modo de seleção ainda não está em funcionamento,
pois o CLP responsável por essa seleção não está chaveando para o GMG em stand-by
quando da falha do GMG ativo. A empresa responsável pelo fornecimento e instalação do
controlador já foi contatada e o problema será sanado em breve. De qualquer maneira a
continuidade do fornecimento de energia elétrica é mantida no modo de funcionamento atual.
Mais detalhes sobre os modos de funcionamento dos grupos geradores serão apresentados nas
seções que seguem.
Assim, os geradores estão sempre em regime de um ativo e outro reserva. Os
equipamentos nunca operam em paralelo.
59
Figura 16 – Grupo Gerador de 575 kVA da instalação
Fonte: SERPRO Regional Fortaleza
Figura 17 – Grupo Gerador de 625 kVA da instalação
Fonte: SERPRO Regional Fortaleza
60
3.3.1. EQUIPAMENTOS E MATERIAIS
Trata-se de 02 (dois) Grupos Motor-Gerador (GMG) diesel, de operação
automática/manual, com potência de 575 kVA e 625 kVA, fator de potência mínimo de 0.8,
tensão nominal 220/127V, 3 fases, frequência nominal 60Hz, composto de motor diesel e
alternador síncrono acoplados em sistema monobloco, montados em base de aço com
amortecedores de vibração, de instalação ao tempo, abrigado em contêiner super silenciado à
prova de intempéries, dotado de quadro de comando automático, tipo microprocessado,
chaves de transferência e tanques de combustível. As informações foram obtidas da própria
documentação e/ou verificação nas instalações do SERPRO Regional Fortaleza [10].
3.3.1.1.
Condutores
Os condutores são de tipo semelhante aos citados na seção dos UPS's. No diagrama
unifilar geral em anexo estão indicadas as seções nominais dos condutores utilizados.
3.3.1.2.
•
Motores Diesel
Tipo: injeção eletrônica, turbo compressor de sobre alimentação com pós arrefecedor
por carga de ar e 8 cilindros em "V";
•
Sistema de gerenciamento: eletrônico para regulagem de velocidade, controle e
monitoramento do motor;
•
Sistema de arrefecimento: radiador, intercooler ar-ar, ventilador e bomba centrífuga;
•
Filtros: de ar, tipo seco, com elemento descartável, lubrificação em elemento
substituível, combustível tipo descartável;
•
Sistema elétrico: 24 Vcc dotado de alternador para carga das baterias.
61
3.3.1.3.
•
Geradores
Tipo: alternador síncrono, trifásico, Brushless, especial para alimentar cargas
deformantes em CPDs e de sistemas de Comunicação de Dados, sendo parte delas
suportadas por UPSs;
•
Excitação: excitatriz rotativa sem escovas com regulador, eletrônico, automático de
tensão;
•
Potência em regime contínuo: 520 kVA (GMG – 575kVA) e 569 kVA (GMG –
625kVA);
•
Tensão: 220/127 V;
•
Frequência: 60 Hz;
•
Ligação: estrela com neutro acessível (GMG-575 kVA) e estrela paralelo (GMG-625
kVA);
•
Numero de polos/RPM: 4/1800;
•
Grau de proteção: IP 21;
•
Classe de isolamento: H (180ºC);
•
Regulação: regulador de tensão eletrônico para mais/menos 2% em toda faixa de
carga;
•
Refrigeração: ventilador centrífugo montado no próprio eixo;
•
Distorção harmônica: < 3% entre fases e < 5% entre fase e neutro, com FP = 0,8
indutivo.
3.3.1.4.
Quadro de Comando Automático
Funciona sob comando automático, manual ou teste, sendo que esta seleção se dará
através de operações em seu painel frontal.
62
Funcionamento automático
Estando a rede em condições normais a carga será alimentada por esta, sendo
sinalizado no quadro por LED, essa condição. Em caso de falha o gerador assume a carga da
instalação, sendo que:
•
Tempo de confirmação de falha da rede: ajustável de 1 a 99 segundos;
•
Faixa de supervisão da rede: sobretensão e subtensão (± 5%);
•
Faixa de supervisão da tensão do grupo: sobretensão e subtensão (± 10%);
•
Faixa de supervisão da frequência do grupo: sobrefreqüência e subfreqüência (±
2,5%);
•
Três (03) tentativas de partida com intervalos reguláveis de 1 a 99 segundos.
Após a terceira tentativa, não ocorrendo partida, será sinalizado falha. Após a partida,
ocorrendo estabilização de pressão, tensão e frequência, o grupo assume a alimentação de
carga. Ao normalizar a rede ocorre a transferência grupo/rede, a partir da confirmação da
normalidade da rede (ajustável de 1 a 999 segundos). O grupo permanece de 1 a 999 segundos
(ajustável) em resfriamento, sendo após isso, comandada a parada. Ocorrendo anormalidade
no período de resfriamento, o grupo reassume a alimentação da carga.
Funcionamento Manual
Quando selecionado o modo "manual" podem ser realizadas as seguintes operações:
•
Partida do grupo, pelo acionamento do comando de partida no frontal;
•
Transferência de carga da rede/grupo e grupo/rede pelo acionamento dos respectivos
comandos no frontal;
•
Parada do grupo, pelo acionamento do comando de parada no frontal.
63
Teste
Quando selecionado o modo "teste" será simulada a falta de energia da rede, sendo
chamada a partida do grupo, porém a carga permanecerá alimentada pela rede, para a
transferência basta efetuar o comando manual.
Se durante o funcionamento do grupo, tanto em automático, manual como em teste,
ocorrer algum defeito, será sinalizado no frontal do painel de comando a indicação do alarme
ocorrido e ativado o alarme sonoro.
3.3.1.5.
Retificador de Bateria
Para manter a bateria de partida e comando do Grupo Gerador em um nível de
desejável é utilizado um retificador automático com as seguintes características:
•
Tensão de alimentação(fase-neutro): 127 VCA;
•
Tensão de saída, nominal: 24 Vcc;
•
Corrente de saída, máxima: 5A.
3.3.1.6.
Carenagem
Os GMG's estão instalados em contêiner's super silenciados "SSL", que reduzem
o nível de ruído para aproximadamente 75dB(A), valor este constituído pela média dos
valores obtidos a 1,5m das faces laterais, vértices, frontal e traseira do equipamento (com
ruído de fundo inferior a 65dB(A) no mesmo ponto). A base do contêiner é constituída em
perfis de chapa de aço dobrada, soldada, com travessas de reforço e suportes para fixação do
motor, gerador, carenagem e chapa de fechamento formando o piso interno. Possui quatro
olhais para içamento soldados nas extremidades da base.
A carenagem é confeccionada em chapa metálica USG#14 (1,90mm), composta por
painéis aparafusados entre si, fixada a base metálica também por meio de parafusos e dotada
64
de portas para acesso e manutenção. Carenagem com revestimento acústico nas laterais/teto,
na região do grupo gerador. A captação de ar frio é feita pela parte traseira, através de
veneziana e atenuador de ruído de fluxo horizontal, contendo material com característica
fono-absorvente de alto desempenho. A expulsão de ar quente dá-se pela parte dianteira,
através do atenuador de ruído de fluxo horizontal, contendo material com característica fonoabsorvente de alto desempenho.
O escapamento de gases é formado por silenciosos de alta performance, tipo
hospitalar, montados externamente sobre o teto do contêiner. A tubulação é devidamente
conectada ao motor diesel através de segmento elástico com descarga para o exterior, dotada
de tampa oscilante. A tubulação interna é isolada termicamente.
3.3.1.7.
Tanque de Combustível Externo
Cada GMG possui um tanque metálico, aéreo, cilíndrico e vertical, com capacidade de
1.000 litros, montado lateralmente junto ao grupo gerador, em sua base. O tanque é fabricado
com aço inoxidável, contém indicador de nível, arranjo para ventilação, dreno com plugue,
tubo para enchimento e filtro de combustível. Os GMG's também contam com uma bacia e
tanque de contenção, localizada abaixo dos mesmos.
3.4. SITUAÇÃO DE TRANSFERÊNCIA DE FONTES DE ENERGIA DO SERPRO
(REDE-GMG / GMG-REDE)
3.4.1. SITUAÇÃO ATUAL: COM INTERRUPÇÃO DE CARGA
A transferência de carga entre a Rede-GMG e o GMG-Rede ocorre atualmente com
interrupção de carga. Quando da falta de energia elétrica da concessionária as cargas críticas
do SERPRO passam a ser alimentadas pelas baterias dos UPS's de 40kVA, 60 kVA e 160kVA
65
de acordo com o esquema elétrico de redundância entre eles, conforme já foi explicado na
seção que tratava dos UPS's presentes na instalação. A alimentação das cargas pelos UPS's
ocorre até grupo gerador estar com tensão e frequência iguais aos da rede, o que ocorre em
pouco mais de 10 segundos. A partir de então as cargas críticas passam a ser alimentadas pelo
grupo gerador em funcionamento e os UPS's voltam ao estado de carregamento de baterias e
monitoramento da rede.
Quando ocorre o retorno da energia elétrica da concessionária, ocorre novamente uma
interrupção de fornecimento de energia para a instalação, no momento de transição entre o
grupo gerador e a rede da COELCE. Dessa maneira, no momento da transição das fontes, as
cargas críticas novamente passam a ser alimentadas pelos UPS's, por um breve momento,
quando então as mesmas voltam a ser alimentadas pela energia proveniente da COELCE e o
grupo gerador, antes em funcionamento, é desligado automaticamente. Assim no processo
entre a falta de alimentação por parte da concessionária e a normalização da alimentação pela
mesma, o sistema de UPS's da instalação é usado duas vezes.
Figura 18 - Esquema de transferência com interrupção de carga
Fonte : Autoria Própria
66
3.4.2. SITUAÇÃO
A
SER
IMPLEMENTADA:
TRANSFERÊNCIA
DE
FONTES EM RAMPA
A transferência de carga em rampa ocorre com a transferência gradual da alimentação
no sentido Rede-GMG ou do sentido GMG-Rede. Assim o gerador deve estar ativamente
sincronizado e em paralelo com a rede da concessionária de energia. O sistema de
transferência monitora a energia circulante e atua sobre o sistema de combustível do motor do
grupo gerador. Como a transferência da carga entre as duas fontes de energia é feita de
maneira gradual e relativamente lenta, permite que ocorra um ajuste no consumo de
combustível e no sistema de excitação do gerador. Assim a instalação é mantida energizada
durante a transição.
Quando um equipamento de geração de energia é conectado em paralelo com a rede da
concessionária, os dois sistemas tornam-se um sistema “combinado” e qualquer incidente que
ocorra na rede da concessionária poderá atingir os geradores, e vice-versa. As especificações
de um equipamento de proteção para a conexão em paralelo com a rede da concessionária
variam de acordo com o tipo de equipamento de geração de energia, com as características do
local e com as características da rede da concessionária. Além disso, os regulamentos e
normas técnicas regionais podem variar entre diferentes concessionárias.
Normalmente, grupos geradores conectados em paralelo com a rede pública são
equipados com um relé de checagem de sincronismo (25), sistema de proteção contra
baixa/alta tensão(27/59), sistema de proteção contra potência reversa na rede interna (32),
sistema de proteção contra sobrecorrente (51) e sistema de proteção contra queda/elevação da
frequência (81 U/O).
Na seção relativa ao cálculo dos curtos-circuitos da instalação serão apresentadas as
exigências técnicas de acordo com as normas da COELCE.
67
Figura 19 – Esquema de transferência em rampa
Fonte: Autoria Própria
3.5. JUSTIFICATIVAS PARA A IMPLEMENTAÇÃO
3.5.1. AUMENTO DA VIDA ÚTIL DAS BATERIAS DOS UPS'S
Conforme já foi explicado, quando da volta de energia elétrica da concessionária, após
uma falta de energia, os UPS's entram em funcionamento, para que não haja interrupção de
energia elétrica aos equipamentos da instalação, durante a transição das fontes de energia
(GMG-COELCE). Na ocorrência de falta de energia da concessionária, obviamente, os UPS's
tem que entrar em operação mesmo, para suprir energia aos equipamentos, mas no momento
da volta de energia da rede o seu uso pode ser dispensado pela implementação da transição
em rampa das fontes de alimentação do SERPRO. Como, na implementação desse método, a
volta de energia da rede ocorre com uma transição gradual entre as fontes (GMG-COELCE),
não acontece mais uma interrupção de carga, não precisando os UPS's suprirem as mesmas.
Implementado esse novo método de transição de fontes, ocorre que a cada falta de
fornecimento de energia da concessionária, a utilização dos UPS's cai de duas para uma (50%
menos a cada falha), sendo acionados somente no momento de falta de energia da rede. Como
68
o número de ciclos de carga e descarga que as baterias dos UPS's são submetidas é um dos
principais fatores que alteram a sua vida útil, a diminuição desses ciclos tende a aumentar o
tempo de vida útil das baterias, que em média é de 5 anos, mas que pode sofrer uma
diminuição de 1 ano ou mais até, na ocorrência de cargas e descargas com frequência
excessiva, o que prejudicaria a confiabilidade do fornecimento de energia dos UPS. Sendo o
SERPRO uma empresa com carga crítica do tipo datacenter, essa queda de confiabilidade
pode ser extremamente prejudicial.
Os UPS’s da instalação são de elevada potência, sendo que os seus custos de aquisição
não são nada baratos, estando na faixa de dezenas de milhares de reais. Assim, o aumento da
vida útil das baterias e dos próprios UPS’s é bastante válido para uma diminuição
significativa de custos a médio/longo prazo.
3.5.2. MELHOR APROVEITAMENTO DO ÓLEO DIESEL
Nas instalações dos grupos geradores estão presentes dois tanques de armazenamento
de óleo diesel com capacidade de 1000 litros cada, dando bastante tempo de autonomia para
os grupos geradores, servindo assim de prevenção para o caso de uma falta de energia
prolongada por parte da concessionária. Ocorre que, após um período de poucos meses, o
restante do óleo que eventualmente não tenha sido utilizado, é descartado. Para um melhor
aproveitamento do óleo diesel adquirido, pode-se fazer um planejamento para o uso dos
GMG's por breves períodos, o que serviria como uma forma de manutenção preventiva dos
GMG's, além do fato de ocasionar um melhor aproveitamento do óleo diesel, utilizando de
melhor forma os recursos financeiros destinados a instalação. Uma rotina de funcionamento
periódico para os grupos geradores mantém lubrificados os componentes do motor, aumenta a
confiabilidade da partida e impede a oxidação dos contatos elétricos.
Como atualmente a transição de fontes da instalação é feita com interrupção de carga,
seria necessário o uso dos UPS's para fazer a transição Rede-GMG sem interromper o
69
fornecimento de energia elétrica. Conforme já foi dito no tópico anterior, a frequência de
ciclos de descarregamento e carregamento é um dos principais fatores que modificam a vida
útil das baterias. Sendo assim, o planejamento para o uso programado dos GMG's traz mais
benefícios, técnico e financeiramente, para a instalação no caso da existência de transferência
em rampa das fontes de alimentação, já que dispensaria o uso dos UPS’s no momento de
transição das fontes.
3.5.3. UTILIZAÇÃO DOS GRUPOS GERADORES EM HORÁRIO DE
PONTA
Uma outra utilidade para os grupos geradores seria a produção de energia em horário
de ponta, já que o SERPRO se encontra na modalidade horosazonal verde, que apresenta
taxas distintas para o horário de ponta e fora de ponta, sendo a tarifa do horário de ponta
consideravelmente mais cara. Por isso, é válido verificar a viabilidade econômica para o uso
dos grupos geradores para este fim.
Foi feita uma estimativa da média de consumo no horário de ponta na instalação,
baseada nas faturas de energia da empresa entre os períodos de 03/2014 e 02/2015, conforme
segue na tabela 2:
Tabela 2 – Média de consumo mensal de energia da instalação
MÊS
03/2014
04/2014
05/2014
06/2014
07/2014
08/2014
09/2014
10/2014
11/2014
12/2014
01/2015
02/2015
CONSUMO(kW/h)
8554
8118
7871
8844
7380
7981
7353
7991
8543
8109
7636
7860
MÉDIA:
8020
Fonte: Autoria Própria
70
A seguir foi feito o cálculo do custo médio de consumo de óleo diesel do grupo
gerador baseado no preço final do óleo diesel comprado pelo SERPRO, já considerando no
preço do óleo, as despesas com o transporte. A estimativa do consumo de óleo diesel do grupo
gerador foi feita baseada na carga que ele vai alimentar, calculada da seguinte maneira:
Consumo médio por hora no horário de ponta
CMHP = MCM/THP
(1)
Onde:
•
CMHP - Consumo médio por hora no horário de ponta (kW/h)
•
MCM - Média de consumo mensal no horário de ponta (kW/h)
•
THP - total de horas na ponta por mês
O total de horas no horário de ponta no mês é 66, já que o horário de ponta no Ceará
vai das 17:30 as 20:30, de segunda a sexta, menos em dias de feriado. Logo considera-se 22
dias por mês (o mês, menos os fins de semana)[12]. Assim, temos:
CMHP = 8020/66 = 121,5 kW
Com esse valor é possível calcular a porcentagem da potência em que os geradores
estarão operando [13], sendo que a potência dos geradores em regime prime é de 455 kW e
410 kW para os geradores de 625 kVA e 575 kVA respectivamente (dados retirados de
catálogos técnicos). Dessa maneira, temos:
% de potência utilizada do gerador de 625 kVA = (121,5 kW / 455 kW) x 100 = 26,71 %
% de potência utilizada do gerador de 575 kVA = (121,5 kW / 410 kW) x 100 = 29,64 %
Com essa porcentagem de potência, é possível estimar o consumo de óleo diesel do
grupo gerador. Consultando os catálogos técnicos dos grupos geradores e fazendo uma
interpolação entre os valores conhecidos, viu-se que o consumo de óleo diesel pode ser
71
estimado em 45 l/h e 43,08 l/h, para as porcentagens de potência utilizadas dos geradores no
horário de ponta na instalação (26,71% e 29,64%).
Dessa maneira, o custo médio mensal por consumo de óleo diesel do grupo gerador é:
CM_GMG's = Cod x H_h.p. x D x Preço do óleo diesel
(2)
Onde:
•
CM_GMG – Custo médio mensal por consumo de óleo diesel do grupo geradore
•
Cod – Consumo de óleo diesel do grupo gerador de acordo com a potência da carga
alimentada (121,5 kW)
•
H_h.p. - Quantidade de horas utilizadas no horário de ponta
Como já foi dito, o consumo de óleo diesel é de aproximadamente 45 l/h e 43,08 l/h,
dependendo do gerador, para a potência requerida por hora pela instalação no horário de ponta
(121,5 kW). A quantidade de horas utilizadas por dia no horário de ponta é 3 (entre 17:30 e
20:30) e são considerados 22 dias de utilização por mês (o mês menos os fins de semana). O
preço do óleo diesel, já considerando os gastos com transporte até a instalação, é de R$ 3,20 /
l [10]. Assim, temos:
CM_GMG de 625 kVA = 45 x 3 x 22 x 3,20 = R$ 9504,00 / mês
CM_GMG de 575 kVA = 43,08 x 3 x 22 x 3,20 = R$ 9098,50 / mês
O custo mensal com a manutenção do grupo gerador é de R$ 1162, 50 (dado fornecido
pelo SERPRO). Assim o custo mensal total dos grupos geradores é:
Custo Mensal Total do GMG de 625 kVA = 9504 + 1162,50 = R$ 10666,50/mês
Custo Mensal Total do GMG de 575 kVA =9098,50 + 1162,50 = R$ 10261,00/mês
O custo médio do consumo mensal no horário de ponta, considerando a alimentação
vinda da Coelce, é calculado da seguinte maneira:
CMCHP = MCM x Custo do kW/h no horário de ponta
(3)
72
Onde:
•
CMCHP – Custo médio de consumo mensal no horário de ponta (R$/mês)
•
MCM - Média de consumo mensal no horário de ponta (kW/h)
O custo considerado do kW/h no horário de ponta foi de R$ 1, 63988, dado esse, retirado
do site da COELCE[14] em Maio/2015, conforme mostra a figura 20.
Figura 20 – Preço do kW/h no horário de ponta segundo o site da Coelce
Fonte: Coelce
Assim, temos:
CMCHP = 8020 x 1,63988 = R$ 13151,83 / mês
Calculados os custos médios mensais pelas duas formas de alimentação no horário de
ponta (Coelce e GMG's), pode-se calcular se ocorre ou não economia por mês, subtraindo-se
o valor do custo da Coelce pelo custo dos GMG's. Os resultados podem ser vistos na tabela 3
e na tabela 4, para os geradores de 625 kVA e 575 kVA respectivamente.
73
Tabela 3 – Custos e economia mensal na utilização dos GMG de 625 kVA no horário de ponta
COELCE
Média de consumo mensal(kW/h):
8020
Preço do kW/h:
1,63988
Custo Médio de Consumo(Coelce):
R$ 13.151,84
GMG's
Consumo médio por hora (kW/h)
Consumo do Grupo Gerador (l/h):
Horas utilizadas:
Dias utilizados por mês:
Preço do óleo diesel (incluindo logística):
Custo Mensal de Manutenção:
Custo Médio dos GMG_H.Ponta(Consumo de
diesel)):
Economia Mensal :
Economia Anual:
121,5
45
3
22
R$ 3,20
R$ 1.162,50
R$ 9.504,00
R$ 2.485,34
R$ 29.824,05
Fonte : Autoria Própria
Tabela 4 – Custos e economia mensal na utilização do GMG de 575 kVA no horário de ponta
COELCE
Média de consumo mensal(kW/h):
8020
Preço do kW/h:
1,63988
Custo Médio de Consumo(Coelce):
R$ 13.151,84
GMG's
Consumo médio por hora (kW/h)
Consumo do Grupo Gerador (l/h):
Horas utilizadas:
Dias utilizados por mês:
Preço do óleo diesel (incluindo logística):
Custo Mensal de Manutenção:
121,5
3
22
R$ 3,20
R$ 1.162,50
Custo Médio dos GMG_H.Ponta(Consumo de
diesel)):
Economia Mensal :
Economia Anual:
R$ 9.098,77
R$ 2.890,57
R$ 34.686,80
43,08
Fonte : Autoria Própria
Conclui-se que existe economia na operação dos geradores em horário de ponta. Com
o consumo atual no horário de ponta (média de 8020 kW por mês) e com o preço do kW/h
atual, os gastos com combustível e manutenção para geração de energia pelos GMG's são
74
menores do que os gastos provenientes do fornecimento de energia pela COELCE. Um ponto
negativo seria que o a carga demandada por hora (121,5 kW) no horário de ponta é baixa em
relação à potência nominal dos geradores, ocasionando que os GMG's ficariam operando com
carga inferior a 30% de sua potência nominal, o que não é recomendado pelos fabricantes de
grupo geradores, pois isso causa o espelhamento das camisas dos pistões do motor dos
GMG's, como já foi dito na seção 2.5.2.1.
Uma possibilidade para corrigir esse problema seria uma simples manobra nas cargas
no horário de ponta, por exemplo, colocando em funcionamento alguns ares-condicionados
que já estariam desligados nesse horário, fazendo que os GMG’s funcionassem com no
mínimo 30 % de sua potência nominal. De qualquer maneira, em um futuro aumento de
consumo por parte da instalação, a carga exigida do GMG provavelmente já será maior do
que 30%, sendo que no estado atual de consumo elas já são bem próximas desse patamar
(26,71% e 29,64%). Para isso deve-se observar um aumento de consumo no horário de ponta,
através do acompanhamento das faturas de energia.
Foram calculadas várias possibilidades de aumento de consumo e o impacto delas na
economia mensal. Para ilustrar melhor essa possibilidade, a tabela 5 mostra os custos e a
economia ao utilizar o GMG de 625 kVA para diversos valores de consumo e a figura 21
mostra o gráfico em que se pode ver a evolução da economia mensal ,ao utilizar esse mesmo
gerador, em função do aumento de consumo, levando em consideração o custo do kW/h em
R$1,63988. Do mesmo modo a tabela 6 mostra os custos e a economia ao utilizar o GMG de
575 kVA para diversos valores de consumo e a figura 22 mostra o gráfico em que se pode ver
a evolução da economia mensal , ao utilizar esse mesmo gerador, em função do aumento de
consumo, levando em consideração o custo do kW/h em R$1,63988.
75
Tabela 5 – Custos e economia com o uso do GMG de 625 kVA de acordo com o aumento de consumo
Consumo no
H.P.(kW)
8020
9000
9500
10000
10500
11000
11500
12000
12500
13000
13500
14000
Custo
Custo
Custo mensal de
Mensal_H.P.(COELCE Mensal_H.P.(GMG's
Economia Mensal
manutenção
)
)
R$ 13.151,84
R$ 9.504,00
R$ 1.162,50
R$ 2.485,34
R$ 14.758,92
R$ 10.006,57
R$ 1.162,50
R$ 3.589,85
R$ 15.578,86
R$ 10.263,25
R$ 1.162,50
R$ 4.153,11
R$ 16.398,80
R$ 10.519,92
R$ 1.162,50
R$ 4.716,38
R$ 17.218,74
R$ 10.776,60
R$ 1.162,50
R$ 5.279,64
R$ 18.038,68
R$ 11.033,28
R$ 1.162,50
R$ 5.842,90
R$ 18.858,62
R$ 11.289,96
R$ 1.162,50
R$ 6.406,16
R$ 19.678,56
R$ 11.546,63
R$ 1.162,50
R$ 6.969,43
R$ 20.498,50
R$ 11.803,31
R$ 1.162,50
R$ 7.532,69
R$ 21.318,44
R$ 12.059,99
R$ 1.162,50
R$ 8.095,95
R$ 22.138,38
R$ 12.316,67
R$ 1.162,50
R$ 8.659,21
R$ 22.958,32
R$ 12.573,34
R$ 1.162,50
R$ 9.222,48
Economia
Anual
R$ 29.824,05
R$ 43.078,22
R$ 49.837,37
R$ 56.596,52
R$ 63.355,67
R$ 70.114,82
R$ 76.873,96
R$ 83.633,11
R$ 90.392,26
R$ 97.151,41
R$ 103.910,56
R$ 110.669,71
Fonte : Autoria Própria
Figura 21 – Gráfico da economia mensal com o uso do GMG de 625 kVA x Consumo mensal
Fonte : Autoria Própria
76
Tabela 6 – Custos e economia com o uso do GMG de 575 kVA de acordo com o aumento de consumo
Consumo no
H.P.(kW)
8020
9000
9500
10000
10500
11000
11500
12000
12500
13000
13500
14000
Custo
Custo
Custo mensal de
Mensal_H.P.(COELCE Mensal_H.P.(GMG's
Economia Mensal
manutenção
)
)
R$ 13.151,84
R$ 9.098,77
R$ 1.162,50
R$ 2.890,57
R$ 14.758,92
R$ 9.771,86
R$ 1.162,50
R$ 3.824,56
R$ 15.578,86
R$ 10.115,28
R$ 1.162,50
R$ 4.301,08
R$ 16.398,80
R$ 10.458,69
R$ 1.162,50
R$ 4.777,61
R$ 17.218,74
R$ 10.802,11
R$ 1.162,50
R$ 5.254,13
R$ 18.038,68
R$ 11.145,52
R$ 1.162,50
R$ 5.730,66
R$ 18.858,62
R$ 11.488,94
R$ 1.162,50
R$ 6.207,18
R$ 19.678,56
R$ 11.832,35
R$ 1.162,50
R$ 6.683,71
R$ 20.498,50
R$ 12.175,77
R$ 1.162,50
R$ 7.160,23
R$ 21.318,44
R$ 12.519,18
R$ 1.162,50
R$ 7.636,76
R$ 22.138,38
R$ 12.862,60
R$ 1.162,50
R$ 8.113,28
R$ 22.958,32
R$ 13.206,01
R$ 1.162,50
R$ 8.589,81
Economia
Anual
R$ 34.686,80
R$ 45.894,68
R$ 51.612,98
R$ 57.331,29
R$ 63.049,59
R$ 68.767,90
R$ 74.486,20
R$ 80.204,51
R$ 85.922,81
R$ 91.641,11
R$ 97.359,42
R$ 103.077,72
Fonte: Autoria Própria
Figura 22 – Gráfico da economia mensal com o uso do GMG de 575 kVA x Consumo mensal
Fonte: Autoria Própria
O custo do kW/h é outro fator que é preponderante para tornar a possibilidade do uso
dos geradores no horário de ponta viável ou não, mesmo que a instalação não aumente a
média de consumo, continuando com a média de consumo atual, em 8020 kW. Atualmente o
Brasil se encontra em crise energética, estando o preço do kW/h sofrendo ajustes mensais em
função
da cor da bandeira tarifária em que o país se encontra (verde, amarela ou
vermelha)[15]. De acordo com o aumento ou a diminuição do preço do kW/h, a economia
77
mensal na utilização dos geradores em horário de ponta pode existir ou não. Foram calculadas
várias possibilidades de preço do kW/h e o impacto delas na economia mensal. Para ilustrar
melhor essa possibilidade, a tabela 7 mostra os custos e a economia ao utilizar o GMG de 625
kVA para diversos valores de preço do kW/h e a figura 23 mostra o gráfico em que se pode
ver a evolução da economia mensal ,ao utilizar esse mesmo gerador, em função do preço do
kW/h. Do mesmo modo a tabela 8 mostra os custos e a economia ao utilizar o GMG de 575
kVA para diversos valores de preço do kW/h e a figura 24 mostra o gráfico em que se pode
ver a evolução da economia mensal ,ao utilizar esse mesmo gerador, em função do preço do
kW/h. Para esses cálculos levou-se em consideração o consumo médio mensal atual, de
8020 kW.
Tabela 7 - Custos e economia com o uso do GMG de 625 kVA de acordo com a variação do preço do kW/h
Custo
Custo
Custo mensal de
Preço do kW/h(R$) Mensal_H.P.(COELCE Mensal_H.P.(GMG's
Economia Mensal
manutenção
)
)
1,05
R$ 8.421,00
R$ 9.504,00
R$ 1.162,50
-R$ 2.245,50
1,1
R$ 8.822,00
R$ 9.504,00
R$ 1.162,50
-R$ 1.844,50
1,15
R$ 9.223,00
R$ 9.504,00
R$ 1.162,50
-R$ 1.443,50
1,2
R$ 9.624,00
R$ 9.504,00
R$ 1.162,50
-R$ 1.042,50
1,25
R$ 10.025,00
R$ 9.504,00
R$ 1.162,50
-R$ 641,50
1,3
R$ 10.426,00
R$ 9.504,00
R$ 1.162,50
-R$ 240,50
1,35
R$ 10.827,00
R$ 9.504,00
R$ 1.162,50
R$ 160,50
1,4
R$ 11.228,00
R$ 9.504,00
R$ 1.162,50
R$ 561,50
1,45
R$ 11.629,00
R$ 9.504,00
R$ 1.162,50
R$ 962,50
1,5
R$ 12.030,00
R$ 9.504,00
R$ 1.162,50
R$ 1.363,50
1,55
R$ 12.431,00
R$ 9.504,00
R$ 1.162,50
R$ 1.764,50
1,6
R$ 12.832,00
R$ 9.504,00
R$ 1.162,50
R$ 2.165,50
1,65
R$ 13.233,00
R$ 9.504,00
R$ 1.162,50
R$ 2.566,50
Fonte: Autoria Própria
Economia
Anual
-R$ 26.946,00
-R$ 22.134,00
-R$ 17.322,00
-R$ 12.510,00
-R$ 7.698,00
-R$ 2.886,00
R$ 1.926,00
R$ 6.738,00
R$ 11.550,00
R$ 16.362,00
R$ 21.174,00
R$ 25.986,00
R$ 30.798,00
78
Figura 23 – Gráfico da economia mensal com o uso do GMG de 625 kVA x Preço do kW/h
Fonte: Autoria Própria
Tabela 8 - Custos e economia com o uso do GMG de 575 kVA de acordo com a variação do preço do kW/h
Custo
Custo
Custo mensal de
Preço do kW/h(R$) Mensal_H.P.(COELCE Mensal_H.P.(GMG's
Economia Mensal
manutenção
)
)
1,05
R$ 8.421,00
R$ 9.098,50
R$ 1.162,50
-R$ 1.840,00
1,1
R$ 8.822,00
R$ 9.098,50
R$ 1.162,50
-R$ 1.439,00
1,15
R$ 9.223,00
R$ 9.098,50
R$ 1.162,50
-R$ 1.038,00
1,2
R$ 9.624,00
R$ 9.098,50
R$ 1.162,50
-R$ 637,00
1,25
R$ 10.025,00
R$ 9.098,50
R$ 1.162,50
-R$ 236,00
1,3
R$ 10.426,00
R$ 9.098,50
R$ 1.162,50
R$ 165,00
1,35
R$ 10.827,00
R$ 9.098,50
R$ 1.162,50
R$ 566,00
1,4
R$ 11.228,00
R$ 9.098,50
R$ 1.162,50
R$ 967,00
1,45
R$ 11.629,00
R$ 9.098,50
R$ 1.162,50
R$ 1.368,00
1,5
R$ 12.030,00
R$ 9.098,50
R$ 1.162,50
R$ 1.769,00
1,55
R$ 12.431,00
R$ 9.098,50
R$ 1.162,50
R$ 2.170,00
1,6
R$ 12.832,00
R$ 9.098,50
R$ 1.162,50
R$ 2.571,00
1,65
R$ 13.233,00
R$ 9.098,50
R$ 1.162,50
R$ 2.972,00
Fonte: Autoria Própria
Economia
Anual
-R$ 22.079,95
-R$ 17.267,95
-R$ 12.455,95
-R$ 7.643,95
-R$ 2.831,95
R$ 1.980,05
R$ 6.792,05
R$ 11.604,05
R$ 16.416,05
R$ 21.228,05
R$ 26.040,05
R$ 30.852,05
R$ 35.664,05
79
Figura 24 – Gráfico da economia mensal com o uso do GMG de 575 kVA x Preço do kW/h
Fonte: Autoria Própria
Como na utilização dos GMG’s em horário de ponta seria feita uma transferência de
fontes, mais uma vez seria vantajoso ter a transferência de fontes em rampa, já que os UPS
não precisariam ser acionados para segurar a carga no momento da transição Rede-GMG,
assim como na transição GMG-Rede. Com isso os UPS seriam poupados do uso pelo menos
44 vezes por mês (22 dias de uso por mês dos GMG’s em horário de ponta, sendo que a cada
dia seriam utilizados duas vezes; uma para a transição rede-GMG e outra para a transição
GMG-rede). Assim, a utilização dos geradores no horário de ponta seria muito mais vantajosa
tecnicamente, com a implementação de transferência de fontes em rampa.
3.5.4. GASTOS COM EQUIPAMENTOS
A implementação da transferência de fontes em rampa traz consigo, além dos
benefícios já comentados, custos com a aquisição dos equipamentos necessários para colocar
em funcionamento esse modo de operação.
80
A Coelce exige além das habituais proteções para ligações em média tensão (no caso
de subestação abrigada, as funções 50/51, 50/51N) um número maior de funções de proteção
para este modo de operação, como já foi discutido na seção 4.1. Assim, o relé de proteção de
média tensão da instalação, que não contém o restante das funções de proteção, teria que ser
trocado por outro modelo. Além disso, os gastos com transformadores de corrente (TC’s) e
transformadores de potencial (TP’s), além da fiação necessária para fazer a ligação entre os
equipamentos também são necessários.
No caso específico do SERPRO Regional Fortaleza, esses gastos já tinham sido
inclusos nas despesas anuais de manutenção da instalação, referentes a 2015, em que estavam
previstas as trocas do disjuntor e do relé de média tensão. Logo, já eram custos programados,
visando à implementação do novo modo de operação de transferência de fontes na instalação.
Outro ponto importante é que a chave de transferência automática em funcionamento
na instalação, não seria segura para o modo de operação de transferência de fontes em rampa.
Porém, a regional Fortaleza recebeu uma chave de transferência, vinda de outra regional do
SERPRO, que se adequa as condições de segurança para o novo modo de operação. Assim, o
gasto com a aquisição deste equipamento não será mais necessário.
3.6. CLASSIFICAÇÃO TIER DO SERPRO – INSTALAÇÕES ELÉTRICAS
A classificação TIER leva em consideração a disponibilidade e redundância em
relação à alimentação de energia elétrica, sistema de refrigeração, equipamentos de TI e
estrutura do local onde se encontra o datacenter. O foco deste trabalho é a parte elétrica do
SERPRO regional Fortaleza, especialmente no que se refere à confiabilidade e redundância na
alimentação da carga crítica do tipo datacenter, presente na instalação. Dessa maneira, a
classificação TIER será discutida referindo-se a essa área, não cabendo aqui à discussão das
demais.
81
A classificação TIER III, no que se refere à parte elétrica, exige que a instalação tenha
dois caminhos distintos de alimentação da fonte primária de energia elétrica, ou seja, a
instalação tem que ter dois alimentadores vindos de duas subestações diferentes da mesma
concessionária ou até mesmo de duas concessionárias diferentes. Além disso, exige também
que a instalação possua um UPS em cada um desses caminhos (N+1) e um grupo gerador. O
SERPRO regional Fortaleza não possui a infraestrutura de dois alimentadores distintos,
embora exista o plano de aplicar essa redundância na instalação futuramente. Assim a
regional Fortaleza não poderia ser classificada como TIER III, se enquadrando na
classificação TIER II.
Acontece que a instalação apresenta particularidades que a classificariam como uma
espécie de “TIER II reforçado”, já que a mesma possui três UPS’s em esquema de
redundância, como já foi explicado neste capítulo, apresentando assim, uma redundância N+3
no que se refere aos UPS’s. Além disso, a instalação também conta com outro grupo gerador,
adequadamente dimensionado para as necessidades da empresa, que fica na reserva. Com
isso, a redundância seria N+2 no que se refere aos grupos motores geradores (GMG’s).
Outro fator positivo, que deixaria o sistema elétrico da instalação mais robusto, é
justamente a implementação da transferência de fontes em rampa, que este trabalho discute e
faz o estudo de caso para a referida instalação. A partir de quando esse modo de operação for
adotado, a regional Fortaleza do SERPRO efetivamente terá um aumento de confiabilidade no
seu sistema elétrico, pelos motivos já discutidos neste capítulo, além dos possíveis benefícios
econômicos também já discutidos.
Apesar de que, mesmo com essas particularidades, a instalação não poder ainda ser
classificada como TIER III, no que se refere à parte elétrica, fica claro que a mesma apresenta
um grau de confiabilidade elétrica elevado, o que é essencial para uma instalação que contém
data center. O aumento dessa confiabilidade, com a transferência das fontes em rampa, é
82
bastante válido para uma instalação desse tipo. Com a futura instalação da infraestrutura dos
dois alimentadores vindos de subestações distintas, poderá então ocorrer um “upgrade” na
classificação TIER da parte elétrica da instalação.
83
4. CÁLCULO DOS CURTO-CIRCUITOS E PARAMETRIZAÇÃO DO RELÉ PARA
IMPLEMENTAÇÃO DA TRANFERÊNCIA DE FONTES EM RAMPA
4.1. CONSIDERAÇÕES GERAIS
A Coelce determina as diretrizes a serem seguidas para a instalação de grupos
geradores através da DT-104 de 2010 [16] (Instruções para Instalação de Geradores
Particulares), tanto para geradores com interrupção na transferência de cargas quanto para
geradores com sistema de transferência em rampa.
Para a transferência em rampa ela diz :
•
No sistema de transferência em rampa, no qual as cargas são transferidas do sistema
elétrico da Coelce para o grupo gerador e vice-versa de forma ininterrupta, é permitido
o paralelismo momentâneo entre o grupo gerador e o sistema elétrico da Coelce,
garantindo um tempo máximo de 15s de paralelismo.
•
A energia fornecida por duas fontes distintas deve ser supervisionada por uma
Unidade de Supervisão, Controle e Proteção, com o objetivo de supervisionar o
sincronismo, controlar, e proteger o sistema de possíveis defeitos no grupo gerador.
•
A energia elétrica proveniente do gerador não pode causar nenhuma interferência na
medição da Coelce.
•
O gerador deve ser instalado na baixa tensão. Caso seja necessário a instalação na
média tensão deve ser utilizado transformador(es) elevador(es).
Quanto ao intertravamento e proteção ela diz :
•
O intertravamento deve ser elétrico
•
A proteção deve ser feita através de disjuntor tripolar com relés contendo funções
50/51, 50/51N,67 e 67N
•
Deve possuir um transformador de acoplamento, em caso de intertravamento na média
tensão
84
•
Deve possuir uma unidade de supervisão, controle e proteção do sistema. Esta unidade
deve fazer a verificação do sincronismo entre o grupo gerador e o sistema Coelce
referente à freqüência (60Hz) e tensão (módulo e ângulo), e executar a transferência
de cargas de forma automática
•
A Unidade de Supervisão de Corrente Alternada – USCA deve conter, no mínimo, as
seguintes funções de proteção:
25: sincronismo;
27: subtensão;
27N: subtensão de neutro;
46: desequilíbrio de corrente de fase;
47: desequilíbrio de tensão;
50/51: sobrecorrente instantânea e temporizada de fase;
50/51N: sobrecorrente instantânea e temporizada de neutro;
59: sobretensão;
59N: sobretensão de neutro;
67: sobrecorrente direcional;
67N: sobrecorrente direcional de neutro;
81 O/U: sobrefrequência e subfrequência.
•
Funções opcionais podem ser instaladas na USCA, a critério do cliente ou por
solicitação da Coelce, são elas as seguintes:
32: direcional de Potência;
51V: sobrecorrente com restrição de tensão;
62: temporizador.
•
As funções exigidas no item anterior, com exceção das funções 25 e 27, podem ser
instaladas no disjuntor geral em substituição a USCA com prévia análise da Coelce.
85
•
No caso de falta de fornecimento de energia elétrica pelo sistema elétrico da Coelce, o
tempo de entrada do gerador em funcionamento deve ser superior a 90 segundos.
A norma também mostra o diagrama unifilar com o esquema de ligação padrão para o
sistema de transferência em rampa, sendo os geradores ligados na baixa tensão, conforme é
mostrado na figura 25.
Figura 25 – Sistema de transferência em rampa para geradores conectados na baixa tensão
Fonte : Decisão Técnica 104 - Coelce
86
4.2. DIAGRAMA UNIFILAR DE IMPEDÂNCIAS
Na figura 26 está indicado o esquema de impedâncias presentes na instalação, desde
fontes de alimentação até o quadro de transferência automática (QTA). Essas são as
impedâncias necessárias para os cálculos de curto-circuito exigidos pela Coelce, que pede os
valores dos curtos na barra da subestação dela, que alimenta o SERPRO (TAP), além dos
valores de curtos-circuito no ponto de entrega (Pta) e no QTA.
Figura 26 – Diagrama unifilar de impedâncias do SERPRO regional Fortaleza
Fonte : Autoria Própria
Os dois GMG’s são intertravados entre si para funcionamento em regime de
revezamento. Os GMGs são conectados através do quadro QIG, que possui a chave reversora
que impede a alimentação paralela dos equipamentos.
87
4.3. CÁLCULOS
Os cálculos de curto- circuito e dos ajustes para realizar a parametrização do relé de
média tensão, estão presentes no ANEXO D. A teoria para os cálculos, pode ser
encontrada em Stevenson [8] e Kindermann [17] e [18].
4.4. COORDENAÇÃO E SELETIVIDADE
Calculados os curtos-circuitos e os ajustes para parametrizar o relé de média tensão,
podem-se elaborar os coordenogramas de fase e neutro, que permitem verificar se os
equipamentos de proteção da instalação estão coordenados com os equipamentos de proteção
da Coelce.
4.4.1. Coordenograma de Fase
Abaixo está apresentado o coordenograma de fase do sistema de proteção do
cliente/concessionária.
Figura 27 – Coordenograma de fase
Fonte: Autoria Própria
88
Observa-se ocorre a coordenação entre as funções de sobrecorrente de fase da
instalação, uma vez que a curva de disparo dos elementos de proteção mais próximos da carga
estão no lado esquerdo do gráfico, indicando que suas atuações são mais rápidas que a dos
elementos mais próximos à fonte.
4.4.2. Coordenograma de Neutro
Abaixo está apresentado o coordenograma de neutro do sistema de proteção do
cliente/concessionária.
Figura 28 – Coordenograma de neutro
Fonte: Autoria Própria
Observa-se ocorre a coordenação entre as funções de sobrecorrente de neutro da
instalação, uma vez que a curva de disparo dos elementos de proteção mais próximos da carga
estão no lado esquerdo do gráfico, indicando que suas atuações são mais rápidas que a dos
elementos mais próximos à fonte.
89
4.5. CONSIDERAÇÕES SOBRE OS EQUIPAMENTOS DE PROTEÇÃO
As funções de proteção serão ajustadas no relé de proteção primário associado ao
disjuntor geral de média tensão. A proteção secundária será por meio de disjuntor de baixa
tensão, mais especificamente o SACE EMAX E3N 32 (3200A – 65kA) de fabricação da
ABB, associado ao relé PR122/P-LI, que fornece proteção contra sobrecarga e curto-circuito.
O monitoramento da rede e comando de paralelismo será efetuado na USCA por meio
do controlador COMAP Intelli ATS PWR. A verificação de sincronismo é realizada por este
controlador.
A proteção dos GMGs será por meio dos relés Deep Sea DSE 5520 para o GMG 01 de
575kVA e o DSE 7720 para o GMG 02 de 625kVA, ambos com os ajustes das proteções
conforme parametrização do fabricante dos geradores. Além das proteções dos controladores
existem ainda disjuntores na saída de cada GMG, no caso do GMG 01 o disjuntor geral é de
fabricação ABB, o SACE S7S, associado ao relé SACE PR211. Já o disjuntor do GMG 02 é o
Schneider Masterpact NT16 H1 com o relé Micrologic 2.0.
90
5. CONCLUSÃO
O estudo de caso para a implementação de transferência de fontes de energia em
rampa no sistema elétrico do SERPRO regional Fortaleza, que se trata de uma instalação com
cargas críticas, foi bastante válido para uma melhoria técnica/financeira da instalação.
A implementação da transferência de fontes de energia em rampa, vai trazer benefícios
para as instalações elétricas da regional, já que aumenta a vida útil das baterias dos UPS,
assim como os próprios componentes internos do equipamento, uma vez que os mesmos serão
exigidos um menor número de vezes a cada falta de energia e/ou transferência programada de
fontes.
No caso de falta de energia a utilização dos UPS’s diminui 50 % a cada falta, já que
os equipamentos não serão mais usados na transição ocasionada pela volta de energia elétrica
da concessionária (transição GMG/Rede). No caso da transferência programada de fontes, que
seriam a transição Rede/GMG e posteriormente GMG/Rede, para melhor aproveitamento do
óleo diesel que eventualmente sobra no tanque de armazenamento ou a transição Rede/GMG
e posteriormente GMG/Rede para a utilização dos geradores no horário de ponta; a
transferência em rampa é muito mais vantajosa tecnicamente para a instalação, já que também
irá poupar a utilização dos UPS’s no momento da transição de fontes, tanto na transferência
Rede/GMG como na transferência GMG/Rede.
Particularmente no caso da utilização dos grupos geradores no horário de ponta, o
estudo de viabilidade econômica feito neste trabalho apontou que é atrativo o uso dos GMG’s
da instalação para este fim, considerado o consumo da instalação e o aumento de preço do
kW/h no país. Assim, o estudo feito vai proporcionar uma diminuição dos gastos com
consumo de energia elétrica na instalação. Com a utilização da transferência em rampa, os
UPS’s seriam poupados nas duas transições feitas por dia para este fim, num total de 44
91
transições por mês (duas transições por dia x 22 dias de horário de ponta no mês), que podem
ser dispensadas por este modo de operação.
Para a implementação desse modo de operação, teve que ser feito o levantamento das
impedâncias da instalação até o quadro geral de baixa tensão (seções dos cabos, número de
cabos em paralelo, impedâncias dos geradores, impedância do transformador etc), para o fim
de realizar os cálculos de curto-circuito e , com isso, parametrizar os ajustes do novo relé de
proteção de média tensão a ser instalado na subestação presente no subsolo da instalação.
Além disso, esse levantamento serviu também para atualizar o diagrama unifilar geral da
instalação.
Esse modo de operação vai aumentar a confiabilidade na alimentação de energia
elétrica da instalação, já que os UPS’s serão menos exigidos, ficando consideravelmente mais
baixa a possibilidade de um desgaste precoce por usos excessivos (e assim diminuindo a
possibilidade de uma eventual falha do equipamento), o que resultará numa maximização da
vida útil dos mesmos. Esse fator é bastante atrativo para o SERPRO, já que se trata de uma
instalação com cargas críticas do tipo data center. Além disso, como se tratam de
equipamentos bastante caros, a implementação de transferência de fontes em rampa é bastante
útil para diminuir os gastos a médio e longo prazo, principalmente por se tratar de uma
instituição pública. Dessa maneira, conclui-se que estudo de caso realizado nesse trabalho vai
efetivamente trazer melhorias, tanto na parte técnica quanto na parte econômica da empresa.
Para trabalhos futuros, a elaboração do projeto para utilizar dois alimentadores vindos
de diferentes subestações da concessionária é bastante válida para a instalação, pois
proporcionaria um aumento ainda maior na confiabilidade do sistema elétrico da empresa,
inclusive podendo melhorar sua classificação TIER, referente à parte elétrica, de TIER 2 para
TIER 3.
92
6. BIBLIOGRAFIA
[1] O SETOR ELÉTRICO, Revista. Instalações em Cargas de Missão Crítica. Conjunto de
12 artigos publicados em 2013. Também disponível em: www.osetoreletrico.com.br/web.
Acesso em Abril de 2015.
[2] TIA 942: Telecommunications Infrastructure Standard for Data Centers.
Telecommunications Industry Association. EUA, 2005.
[3] MARIN, Paulo S. Data centers: Desvendando cada passo: conceitos, projeto,
infraestrutura física e eficiência energética. 1. ed. São Paulo: Érica, 2011.
[4] MAMEDE FILHO, João. Instalações Elétricas Industriais. 8º edição. São Paulo. LTC,
2010.
[5] CUMMINS POWER GENERATOR. Manual de Aplicações para Grupos Geradores
Arrefecidos a Água, 2011. Disponível para download em: www.cumminspower.com.br.
[6] SILVA GALDINO, Jean CARLOS. Apostila Grupo Motor Gerador. Instituto Federal
Rio Grande do Norte, 2011.
[7] PEREIRA, José CLÁUDIO. Motores e Geradores: Princípios de funcionamento,
instalação, operação e manutenção de grupos diesel geradores. Disponível em:
http://www.joseclaudio.eng.br/grupos_geradores_1.html. Acesso em 15 de Março de 2015.
[8] STEVENSON Jr.,William D. Elementos de Análise de Sistemas de Potência. McGraw
Hill, 1978.
[9] SANTOS, Vanessa Malaco dos. Estudo De Caso De Curto-Circuito Em Um Sistema
Elétrico Industrial. Trabalho de conclusão de curso em Engenharia Elétrica. Escola de
Engenharia de São Carlos. Universidade de São Paulo, 2009.
[10] SERVIÇO FEDERAL DE PROCESSAMENTO DE DADOS (SERPRO), Regional
Fortaleza. Disponibilização de dados técnicos do sistema elétrico da regional Fortaleza,
2015.
[11] ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE NORMAS TÉCNICAS : NBR 5410: Instalações
Elétricas de Baixa Tensão, 2008.
[12] CAVALCANTE NETO, Tomaz NUNES. Disciplina de Conservação de Energia
Elétrica: Notas de Aula. Universidade Federal do Ceará, 2014.
93
[13] GONÇALVES FILHO, Francisco MOLINARI. ; GARBELINI, Luigi MARANI;
IZYCKI, Luis GUILHERME. Estudo de caso para implantação de grupo moto-gerador
na Universidade Tecnológica Federal do Paraná. Trabalho de Conclusão de Curso em
Engenharia Elétrica. Universidade Tecnológica Federal do Paraná, 2014.
[14] COELCE. Tarifas de Fornecimento do Grupo A. Disponível em www.coelce.com.br.
Acesso em 20 de Maio de 2015.
[15] ANEEL. Agência Nacional de Energia Elétrica. Site disponível em: www.aneel.gov.br.
Acesso em 18 de Maio de 2015.
[16] DECISÃO TÉCNICA. DT-104: Instruções para Instalação de Geradores
Particulares. Revisão 3. COELCE, Fortaleza, 2010.
[17] KINDERMANN, Geraldo. Curto-Circuito. 5ª edição. LabPlan. Santa Catarina, 2010.
[18] KINDERMANN, Geraldo. Proteção de Sistemas Elétricos de Potência Volume I. 3ª
edição. LabPlan. Santa Catarina, 2012.
94
7. ANEXOS
ANEXO A – DIAGRAMA UNIFILAR GERAL
Impresso em A0
ANEXO B – ESQUEMA DE LIGAÇÃO DOS UPS
Impresso em A0
95
ANEXO C – ORDEM DE AJUSTE DA PROTEÇÃO (OAP) DA COELCE
96
ANEXO D - CÁLCULOS DE CURTO-CIRCUITO E AJUSTES DO RELÉ DE MÉDIA TENSÃO
1 - VALORES DE BASE E IMPEDÂNCIAS
6
Potência de base: Sb := 100⋅ 10
Impedância de contato :
VA
Tensão de base(baixa tensão): Vb_baixa := 220
V
3
Tensão de base(alta tensão): Vb_alta := 13.8⋅ 10
Corrente de base 1 : Ib_alta :=
Corrente de base 2: Ib_baixa :=
Sb
V
3
3 ⋅ Vb_alta
= 4.184 × 10
Sb
Zcontato := 100 Ω
A
5
3 ⋅ Vb_baixa
= 2.624 × 10 A
2
Impedância de base1: Zb_alta :=
Vb_alta
Sb
Vb_baixa
Impedância de base2: Zb_baixa :=
Potência de base do gerador 1:
= 1.904
Sb
Ω
2
= 4.84 × 10
3
Sb_gerador1 := 625⋅ 10
−4
Ω
VA
Tensão de base do gerador: Vb_gerador := 220 V
Potência de base do gerador 2:
3
Sb_gerador2 := 575⋅ 10
VA
Impedância reduzida barra 15kV da subestação
Zus1 := 0.0059 + 0.6677i
Zus0 := 0.6199i
L := 0.145 km
p.u.
p.u.
Impedância do condutor da subestação da COELCE até o ponto de
entrega (Zuc_coelce)
Ω
Z1cabo_coelce := 0.2231 + 0.404i
Z0cabo_coelce := 0.3991 + 1.9282i
km
Ω
km
Multiplicando pela distância temos :
Sequência positiva
Zuc1_coelce :=
( 0.145⋅ Z1cabo_coelce)
Zb_alta
= 0.017 + 0.0308i
p.u.
= 0.0304 + 0.1468i
p.u.
Sequência zero
Zuc0_coelce :=
( 0.145⋅ Z0cabo_coelce)
Zb_alta
Impedância do Condutor do Ramal de Entrada (Zuc_RE)
Ω
Z1cabo_RE := 0.4450 + 0.1127i
Z0cabo_RE := 2.2450 + 2.5991i
km
Ω
km
Multiplicando pela distância temos( l= 0,83km) :
Sequência positiva
( 0.083⋅ Z1cabo_RE)
Zu1_cabo_RE :=
Zb_alta
−3
= 0.0194 + 4.9118i × 10
p.u.
Sequência zero
( 0.083⋅ Z0cabo_RE)
Zu0_cabo_RE :=
Zb_alta
= 0.0978 + 0.1133i p.u.
Impedância do Trafo(Zu_trafo)
Z%trafo := 5.2% = 0.052
3
Ptrafo := 1000⋅ 10 VA
3
Vtrafo := 13.8⋅ 10
V
 Vtrafo2   Sb 
⋅
= 5.2 p.u.
 Vb_alta2   Ptrafo 


Zu_trafo := Z%trafo⋅ 
Zu_trafo := 5.2i = 5.2i
Impedância do Condutor de ligação do trafo ao QTA(Zu_TQTA)
Condutor 1: Cabos de 630 mm²
Z1_630 := 0.0292 + 0.1042i
Z0_630 := 1.8376 + 2.3001i
Ω
km
Condutores_fase_630 := 4
Ω
km
Multiplicando pela distância temos( l=0,010 km) :
Sequência positiva
Zu1_630 :=
( 0.010⋅ Z1_630)
Zb_baixa⋅ Condutores_fase_630
= 0.1508 + 0.5382ip.u.
Sequência zero
Zu0_630 :=
( 0.010⋅ Z0_630)
Zb_baixa⋅ Condutores_fase_630
= 9.4917 + 11.8807i
p.u.
Condutor 2: Cabos de 240 mm²
Ω
Z1_240 := 0.0958 + 0.1070i
km
Z0_240 := 1.8958 + 2.4312i
Condutores_fase_240 := 7
Ω
km
Multiplicando pela distância temos( l=0,015 km) :
Sequência positiva
Zu1_240 :=
( 0.015⋅ Z1_240)
Zb_baixa⋅ Condutores_fase_240
= 0.4241 + 0.4737ip.u.
Sequência zero
Zu0_240 :=
( 0.015⋅ Z0_240)
Zb_baixa⋅ Condutores_fase_240
= 8.3934 + 10.7639i
p.u.
TOTAL
Zu1_TQTA := Zu1_630 + Zu1_240 = 0.575 + 1.012i
p.u.
Zu0_TQTA := Zu0_630 + Zu0_240 = 17.885 + 22.645i p.u.
Impedância do Condutor de 240 mm² de ligação do QIG ao
QTA(Zu_240)
Ω
Z1_240 := 0.0958 + 0.1070i
Z0_240 := 1.8958 + 2.4312i
Condutores_fase_240 := 5
km
Ω
km
Multiplicando pela distância temos(l= 0,035 km)
:
Sequência positiva
Zu1_240 :=
( 0.035⋅ Z1_240)
Zb_baixa⋅ Condutores_fase_240
= 1.3855 + 1.5475i
p.u.
Sequência zero
Zu0_240 :=
( 0.035⋅ Z0_240)
Zb_baixa⋅ Condutores_fase_240
= 27.4186 + 35.162i
p.u.
Impedância do Condutor de 240 mm² de ligação do GMG de 625
kVA ao QIG(Zu_240_GMG625)
Ω
Z1_240 := 0.0958 + 0.1070i
Z0_240 := 1.8958 + 2.4312i
km
Ω
km
Multiplicando pela distância temos(l= 0,025 km)
Condutores_fase_240 := 4
:
Sequência positiva
Zu1_240_GMG625 :=
( 0.025⋅ Z1_240)
Zb_baixa⋅ Condutores_fase_240
= 1.2371 + 1.3817i
p.u.
Sequência zero
Zu0_240_GMG625 :=
( 0.025⋅ Z0_240)
Zb_baixa⋅ Condutores_fase_240
= 24.4809 + 31.3946i
p.u.
Impedância do Condutor de 240 mm² de ligação do GMG de 575
kVA ao QIG(Zu_240_GMG575)
Ω
Z1_240 := 0.0958 + 0.1070i
Condutores_fase_240 := 4
km
Ω
Z0_240 := 1.8958 + 2.4312i
km
Multiplicando pela distância temos(l= 0,010 km)
:
Sequência positiva
Zu1_240_GMG575 :=
( 0.010⋅ Z1_240)
Zb_baixa⋅ Condutores_fase_240
= 0.4948 + 0.5527i
p.u.
Sequência zero
Zu0_240_GMG575 :=
( 0.010⋅ Z0_240)
Zb_baixa⋅ Condutores_fase_240
= 9.7924 + 12.5579i p.u.
Impedâncias do gerador 1 (625kVA)
Impedância de seq. positiva do gerador: Z1_gerador1 := 0.1302i
Impedância de seq. negativa do gerador: Z2_gerador1 := 0.1412i
Impedância de seq. zero do gerador:
Z0_gerador1 := 0.0217i
Tranformando em P.U.
Sequência positiva
2
 ⋅  Vb_gerador  = 20.832i

 Sb_gerador1   Vb_baixa2 
Zu1_gerador1 := Z1_gerador1⋅ 
Sb
Sequência negativa
2
 ⋅  Vb_gerador  = 22.592i

 Sb_gerador1   Vb_baixa2 
Zu2_gerador1 := Z2_gerador1⋅ 
Sb
Sequência zero
2

 ⋅  Vb_gerador  = 3.472i

 Sb_gerador1   Vb_baixa2 
Zu0_gerador1 := Z0_gerador1⋅ 
Sb
Impedâncias do gerador 2 (575kVA)
Impedância de seq. positiva do gerador: Z1_gerador2 := 0.165i
Impedância de seq. negativa do gerador: Z2_gerador2 := 0.165i
Impedância de seq. zero do gerador:
Z0_gerador2 := 0.0310i
Tranformando em P.U.
Sequência positiva
2

 ⋅  Vb_gerador  = 28.696i

 Sb_gerador2   Vb_baixa2 


Zu1_gerador2 := Z1_gerador2⋅ 
Sb
Sequência negativa
2

 ⋅  Vb_gerador  = 28.696i

 Sb_gerador2   Vb_baixa2 


Zu2_gerador2 := Z2_gerador2⋅ 
Sb
Sequência zero
2

 ⋅  Vb_gerador  = 5.391i

 Sb_gerador2   Vb_baixa2 


Zu0_gerador2 := Z0_gerador2⋅ 
Sb
2 - CÁLCULO DOS CURTOS-CIRCUITOS
2.1 - CASO 1 - ALIMENTAÇÃO DA COELCE
2.1.1 - BARRA DA COELCE
Impedância equivalente de sequência positiva
−3
Zeq1_BC := Zus1 = 5.9 × 10
+ 0.668i p.u.
Impedância equivalente de sequência zero
Zeq0_BC := Zus0 = 0.62i
p.u.
CURTO CIRCUITO TRIFÁSICO
Ib_alta
Icc3f_BC :=
Zeq1_BC
3
Icc3f_BC = 6.266 × 10 A
CURTO CIRCUITO BIFÁSICO
3
Icc2f_BC := Icc3f_BC⋅
2
3
Icc2f_BC = 5.426 × 10 A
CURTO CIRCUITO FASE-TERRA
Icc1f_BC := 3 ⋅
Ib_alta
2 ⋅ Zeq1_BC + Zeq0_BC
3
Icc1f_BC = 6.419 × 10 A
CURTO CIRCUITO FASE-TERRA MÍNIMO
Zcontato_pu :=
Zcontato
= 52.51
Zb_alta
Icc1f_mín_BC := 3 ⋅
Ib_alta
2⋅ Zeq1_BC + Zeq0_BC + 3 ⋅ Zcontato_pu
Icc1f_mín_BC = 79.662
A
2.1.2 - PONTO DE ENTREGA
Impedância equivalente de sequência positiva
Zeq1_Pta := Zus1 + Zuc1_coelce = 0.023 + 0.698ip.u.
Impedância equivalente de sequência zero
Zeq0_Pta := Zus0 + Zuc0_coelce = 0.03 + 0.767i p.u.
CURTO CIRCUITO TRIFÁSICO
Ib_alta
Icc3f_Pta :=
Zeq1_Pta
3
Icc3f_Pta = 5.987 × 10
A
CURTO CIRCUITO BIFÁSICO
Icc2f_Pta := Icc3f_Pta⋅
3
Icc2f_Pta = 5.185 × 10
3
2
A
CURTO CIRCUITO FASE-TERRA
Icc1f_Pta := 3 ⋅
Ib_alta
2 ⋅ Zeq1_Pta + Zeq0_Pta
3
Icc1f_Pta = 5.797 × 10
A
CURTO CIRCUITO FASE-TERRA MÍNIMO
Zcontato_pu :=
Zcontato
Zb_alta
Icc1f_mín_Pta := 3 ⋅
= 52.51
Ib_alta
2⋅ Zeq1_Pta + Zeq0_Pta + 3 ⋅ Zcontato_pu
Icc1f_mín_Pta = 79.628
A
2.1.3 - QTA
Impedância equivalente de sequência positiva
Zeq1_QTA := Zus1 + Zuc1_coelce + Zu1_cabo_RE + Zu_trafo + Zu1_TQTA = 0.617 + 6.915i p.u.
Impedância equivalente de sequência zero
Zeq0_QTA = Infinito
CURTO CIRCUITO TRIFÁSICO
Icc3f_QTA :=
Ib_baixa
Zeq1_QTA
4
Icc3f_QTA = 3.78 × 10
A
CURTO CIRCUITO BIFÁSICO
Icc2f_QTA := Icc3f_QTA⋅
4
Icc2f_QTA = 3.273 × 10
3
2
A
CURTO CIRCUITO FASE-TERRA
Não existe contribuição da Coelce para o curto-circuito monofásico no QGBT, pois o
trafo tem ligação delta-estrela
2.2 - CASO 2 - ALIMENTAÇÃO DO GRUPO GERADOR (625 KVA)
2.2.1 - BARRA DA COELCE
Impedância equivalente de sequência positiva
Zeq1_BC_caso2 := Zu1_gerador1 + Zu1_240_GMG625 + Zu1_240 + Zu1_TQTA + Zu_trafo ...
+ Zu1_cabo_RE + Zuc1_coelce
Zeq1_BC_caso2 = 3.234 + 30.009i p.u .
Impedância equivalente de sequência zero
Zeq0_Pta_caso2 = Infinito
CURTO CIRCUITO TRIFÁSICO
Icc3f_BC_caso2 :=
Ib_alta
Zeq1_BC_caso2
Icc3f_BC_caso2 = 138.613 A
CURTO CIRCUITO BIFÁSICO
Icc2f_BC_caso2 := Icc3f_BC_caso2⋅
Icc2f_BC_caso2 = 120.042
3
2
A
CURTO CIRCUITO FASE-TERRA
Não existe contribuição do gerador para o curto-circuito monofásico, pois o trafo
tem ligação delta-estrela
2.2.2 - PONTO DE ENTREGA
Impedância equivalente de sequência positiva
Zeq1_Pta_caso2 := Zu1_gerador1 + Zu1_240_GMG625 + Zu1_240 + Zu1_TQTA + Zu_trafo ...
+ Zu1_cabo_RE
Zeq1_Pta_caso2 = 3.217 + 29.978i p.u .
Impedância equivalente de sequência zero
Zeq0_Pta_caso2 = Infinito
CURTO CIRCUITO TRIFÁSICO
Icc3f_Pta_caso2 :=
Ib_alta
Zeq1_Pta_caso2
Icc3f_Pta_caso2 = 138.762 A
CURTO CIRCUITO BIFÁSICO
Icc2f_Pta_caso2 := Icc3f_Pta_caso2⋅
Icc2f_Pta_caso2 = 120.171
3
2
A
CURTO CIRCUITO FASE-TERRA
Não existe contribuição do gerador para o curto-circuito monofásico, pois o trafo
tem ligação delta-estrela
2.2.3 - QTA
Impedância equivalente de sequência positiva
Zeq1_QTA_caso2 := Zu1_gerador1 + Zu1_240_GMG625 + Zu1_240
Zeq1_QTA_caso2 = 2.623 + 23.761i
p.u .
Impedância equivalente de sequência negativa
Zeq2_QTA_caso2 := Zu2_gerador1 + Zu1_240_GMG625 + Zu1_240
Zeq2_QTA_caso2 = 2.623 + 25.521i
p.u .
Impedância equivalente de sequência zero
Zeq0_QTA_caso2 := Zu0_gerador1 + Zu0_240_GMG625 + Zu0_240
Zeq0_QTA_caso2 = 51.899 + 70.029i p.u .
CURTO CIRCUITO TRIFÁSICO
Icc3f_QTA_caso2 :=
Ib_baixa
Zeq1_QTA_caso2
4
Icc3f_QTA_caso2 = 1.098 × 10
A
CURTO CIRCUITO BIFÁSICO
Icc2f_QTA_caso2 := Icc3f_QTA_caso2⋅
3
Icc2f_QTA_caso2 = 9.507 × 10
3
2
A
CURTO CIRCUITO FASE-TERRA
Icc1f_QTA_caso2 := 3⋅
Ib_baixa
Zeq1_QTA_caso2 + Zeq2_QTA_caso2 + Zeq0_QTA_caso2
3
Icc1f_QTA_caso2 = 5.951 × 10
A
CURTO CIRCUITO FASE-TERRA MÍNIMO
Zcontato_pu :=
Zcontato
Zb_baixa
5
= 2.066 × 10
Icc1f_min_QTA_caso2 := 3 ⋅
p.u .
Ib_baixa
Zeq1_QTA_caso2 + Zeq2_QTA_caso2 + Zeq0_QTA_caso2 ...
+ 3⋅ Zcontato_pu
Icc1f_min_QTA_caso2 = 1.27
A
2.3 - CASO 3 - ALIMENTAÇÃO DA COELCE E DO GRUPO GERADOR (625 KVA)
2.3.1 - BARRA DA COELCE
Impedância equivalente de sequência positiva
−3
Z1_Coelce := Zus1 = 5.9 × 10
+ 0.668i p.u.
Z1_gerador1 := Zu1_gerador1 + Zu1_240_GMG625 + Zu1_240 + Zu1_TQTA + Zu_trafo ...
+ Zu1_cabo_RE + Zuc1_coelce
Z1_gerador1 = 3.234 + 30.009i p.u.
Z1eq_BC_caso3 :=
( Z1_Coelce⋅ Z1_gerador1)
−3
( Z1_Coelce + Z1_gerador1)
= 7.164 × 10
+ 0.653i p.u.
.
Impedância equivalente de sequência negativa
−3
Z2_Coelce := Zus1 = 5.9 × 10
+ 0.668i
p.u.
Z2_gerador1 := Zu1_gerador2 + Zu1_240_GMG625 + Zu1_240 + Zu1_TQTA + Zu_trafo ...
+ Zu1_cabo_RE + Zuc1_coelce
Z2_gerador1 = 3.234 + 37.873i p.u.
Z2eq_BC_caso3 :=
( Z2_Coelce⋅ Z2_gerador1)
−3
( Z2_Coelce + Z2_gerador1)
= 6.663 × 10
+ 0.656i p.u.
Impedância equivalente de sequência zero
Z0_Coelce := Zus0 = 0.62i
p.u.
Z0_gerador = Infinito
Z0eq_BC_caso3 := Z0_Coelce = 0.62i
p.u.
CURTO CIRCUITO TRIFÁSICO
Icc3f_BC_caso3 :=
Ib_alta
Z1eq_BC_caso3
3
Icc3f_BC_caso3 = 6.404 × 10
A
CURTO CIRCUITO BIFÁSICO
Icc2f_BC_caso3 := Icc3f_BC_caso3⋅
3
Icc2f_BC_caso3 = 5.546 × 10
3
2
A
CURTO CIRCUITO FASE-TERRA
Icc1f_BC_caso3 := 3 ⋅
Ib_alta
Z1eq_BC_caso3 + Z2eq_BC_caso3 + Z0eq_BC_caso3
3
Icc1f_BC_caso3 = 6.505 × 10
A
CURTO CIRCUITO FASE-TERRA MÍNIMO
Zcontato_pu :=
Zcontato
Zb_alta
= 52.51
Icc1f_min_BC_caso3 := 3 ⋅
p.u .
Ib_alta
Z1eq_BC_caso3 + Z2eq_BC_caso3 + Z0eq_BC_caso3 + 3 ⋅ Zcontato_pu
Icc1f_min_BC_caso3 = 79.661 A
Contribuição da Coelce e do gerador
CURTO CIRCUITO TRIFÁSICO
COELCE
COELCE
Icc_3f_Coelce_BC_caso3 := Icc3f_BC_caso3⋅
3
Icc_3f_Coelce_BC_caso3 = 6.266 × 10
Z1_gerador1
Z1_gerador1 + Z1_Coelce
A
GERADOR
Icc_3f_gerador_BC_caso3 := Icc3f_BC_caso3 − Icc_3f_Coelce_BC_caso3
Icc_3f_gerador_BC_caso3 = 137.955
A
CURTO CIRCUITO MONOFÁSICO
COELCE
Icc_1f_Coelce_BC_caso3 :=
Z1_gerador1
 Icc1f_BC_caso3 ⋅
... 

3
Z1_gerador1 + Z1_Coelce
 Icc1f_BC_caso3

Z2_gerador1
⋅
...
+
Z2_gerador1 + Z2_Coelce
3
 Icc1f_BC_caso3

+

3


3
Icc_1f_Coelce_BC_caso3 = 6.421 × 10
A
GERADOR
Icc_1f_gerador_BC_caso3 := Icc1f_BC_caso3 − Icc_1f_Coelce_BC_caso3
Icc_1f_gerador_BC_caso3 = 84.042
A
2.3.2 - PONTO DE ENTREGA
Impedância equivalente de sequência positiva
Z1_Coelce := Zus1 + Zuc1_coelce = 0.023 + 0.698i
p.u.
Z1_gerador1 := Zu1_gerador1 + Zu1_240_GMG625 + Zu1_240 + Zu1_TQTA + Zu_trafo ...
+ Zu1_cabo_RE
Z1eq_Pta_caso3 :=
( Z1_Coelce⋅ Z1_gerador1)
( Z1_Coelce + Z1_gerador1)
= 0.024 + 0.683i p.u.
.
Impedância equivalente de sequência negativa
Z2_Coelce := Zus1 + Zuc1_coelce = 0.023 + 0.698ip.u.
Z2_gerador1 := Zu1_gerador2 + Zu1_240_GMG625 + Zu1_240 + Zu1_TQTA + Zu_trafo ...
+ Zu1_cabo_RE
Z2eq_Pta_caso3 :=
( Z2_Coelce⋅ Z2_gerador1)
( Z2_Coelce + Z2_gerador1)
= 0.023 + 0.686i p.u.
Impedância equivalente de sequência zero
Z0_Coelce := Zus0 + Zuc0_coelce = 0.03 + 0.767i p.u.
Z0_gerador = Infinito
Z0eq_Pta_caso3 := Z0_Coelce = 0.03 + 0.767i p.u.
CURTO CIRCUITO TRIFÁSICO
Icc3f_Pta_caso3 :=
Ib_alta
Z1eq_Pta_caso3
3
Icc3f_Pta_caso3 = 6.125 × 10
A
CURTO CIRCUITO BIFÁSICO
Icc2f_Pta_caso3 := Icc3f_Pta_caso3⋅
3
Icc2f_Pta_caso3 = 5.304 × 10
3
2
A
CURTO CIRCUITO FASE-TERRA
Icc1f_Pta_caso3 := 3 ⋅
Ib_alta
Z1eq_Pta_caso3 + Z2eq_Pta_caso3 + Z0eq_Pta_caso3
3
Icc1f_Pta_caso3 = 5.874 × 10
A
CURTO CIRCUITO FASE-TERRA MÍNIMO
Zcontato_pu :=
Zcontato
Zb_alta
= 52.51
Icc1f_min_Pta_caso3 := 3 ⋅
p.u .
Ib_alta
Z1eq_Pta_caso3 + Z2eq_Pta_caso3 + Z0eq_Pta_caso3 + 3 ⋅ Zcontato_pu
Icc1f_min_Pta_caso3 = 79.628
A
Contribuição da Coelce e do gerador
CURTO CIRCUITO TRIFÁSICO
COELCE
Icc_3f_Coelce_Pta_caso3 := Icc3f_Pta_caso3⋅
3
Icc_3f_Coelce_Pta_caso3 = 5.987 × 10
Z1_gerador1
Z1_gerador1 + Z1_Coelce
A
GERADOR
Icc_3f_gerador_Pta_caso3 := Icc3f_Pta_caso3 − Icc_3f_Coelce_Pta_caso3
Icc_3f_gerador_Pta_caso3 = 138.389
CURTO CIRCUITO MONOFÁSICO
COELCE
A
COELCE
Icc_1f_Coelce_Pta_caso3 :=
Z1_gerador1
 Icc1f_Pta_caso3 ⋅
... 

3
Z1_gerador1 + Z1_Coelce
 Icc1f_Pta_caso3

Z2_gerador1
...
⋅
+
Z2_gerador1 + Z2_Coelce
3
 Icc1f_Pta_caso3

+

3


3
Icc_1f_Coelce_Pta_caso3 = 5.795 × 10
A
GERADOR
Icc_1f_gerador_Pta_caso3 := Icc1f_Pta_caso3 − Icc_1f_Coelce_Pta_caso3
Icc_1f_gerador_Pta_caso3 = 79.576 A
2.3.3 - QTA
Impedância equivalente de sequência positiva
Z1_Coelce_QTA := Zus1 + Zuc1_coelce + Zu1_cabo_RE + Zu_trafo + Zu1_TQTA = 0.617 + 6.915i
Z1_gerador1_QTA := Zu1_gerador1 + Zu1_240_GMG625 + Zu1_240 = 2.623 + 23.761i
Z1eq_QTA_caso3 :=
( Z1_Coelce_QTA⋅ Z1_gerador1_QTA)
( Z1_Coelce_QTA + Z1_gerador1_QTA)
= 0.504 + 5.357i
p.u.
p.u.
.
Impedância equivalente de sequência negativa
Z2_Coelce_QTA := Zus1 + Zuc1_coelce + Zu1_cabo_RE + Zu_trafo + Zu1_TQTA = 0.617 + 6.915i
Z2_gerador1_QTA := Zu2_gerador1 + Zu1_240_GMG625 + Zu1_240
Z2eq_QTA_caso3 :=
( Z2_Coelce_QTA⋅ Z2_gerador1_QTA)
( Z2_Coelce_QTA + Z2_gerador1_QTA)
= 0.501 + 5.441i
p.u.
Impedância equivalente de sequência zero
Z0_Coelce_QTA := Zu_trafo + Zu0_TQTA = 17.885 + 27.845i
p.u.
Z0_gerador1_QTA := Zu0_gerador1 + Zu0_240_GMG625 + Zu0_240 = 51.899 + 70.029i
Z0eq_QTA_caso3 :=
( Z0_Coelce_QTA⋅ Z0_gerador1_QTA)
( Z0_Coelce_QTA + Z0_gerador1_QTA)
CURTO CIRCUITO TRIFÁSICO
Icc3f_QTA_caso3 :=
Ib_baixa
Z1eq_QTA_caso3
= 13.338 + 19.949i
p.u.
p.u.
4
Icc3f_QTA_caso3 = 4.878 × 10
A
CURTO CIRCUITO BIFÁSICO
Icc2f_QTA_caso3 := Icc3f_QTA_caso3⋅
4
Icc2f_QTA_caso3 = 4.224 × 10
3
2
= 4.224 × 10
4
A
A
CURTO CIRCUITO FASE-TERRA
Icc1f_QTA_caso3 := 3⋅
Ib_baixa
Z1eq_QTA_caso3 + Z2eq_QTA_caso3 + Z0eq_QTA_caso3
4
Icc1f_QTA_caso3 = 2.32 × 10
A
CURTO CIRCUITO FASE-TERRA MÍNIMO
Zcontato_pu :=
Zcontato
Zb_baixa
5
= 2.066 × 10
Icc1f_min_QTA_caso3 := 3 ⋅
Icc1f_min_QTA_caso3 = 1.27
p.u .
Ib_baixa
Z1eq_QTA_caso3 + Z2eq_QTA_caso3 + Z0eq_QTA_caso3 ...
+ 3⋅ Zcontato_pu
A
Contribuição da Coelce e do gerador
CURTO CIRCUITO TRIFÁSICO
COELCE
Icc_3f_Coelce_QTA_caso3 := Icc3f_QTA_caso3⋅
4
Icc_3f_Coelce_QTA_caso3 = 3.78 × 10
Z1_gerador1_QTA
Z1_gerador1_QTA + Z1_Coelce_QTA
A
GERADOR
Icc_3f_gerador_QTA_caso3 := Icc3f_QTA_caso3 − Icc_3f_Coelce_QTA_caso3
4
Icc_3f_gerador_QTA_caso3 = 1.098 × 10
A
CURTO CIRCUITO MONOFÁSICO
COELCE
Icc_1f_Coelce_QTA_caso3 :=
Z1_gerador1_QTA
 Icc1f_QTA_caso3 ⋅
... 

3
Z1_gerador1_QTA + Z1_Coelce_QTA
 Icc1f_QTA_caso3

Z2_gerador1_QTA
...
⋅
+
3
Z2_gerador1_QTA + Z2_Coelce_QTA
 Icc1f_QTA_caso3

+

3


4
Icc_1f_Coelce_QTA_caso3 = 1.982 × 10
A
GERADOR
Icc_1f_gerador_QTA_caso3 := Icc1f_QTA_caso3 − Icc_1f_Coelce_QTA_caso3
3
Icc_1f_gerador_QTA_caso3 = 3.388 × 10
A
______________________________________________________________________________
2.4 - CASO 4 - ALIMENTAÇÃO DO GRUPO GERADOR (575 KVA)
2.4.1 - BARRA DA COELCE
Impedância equivalente de sequência positiva
Zeq1_BC_caso4 := Zu1_gerador2 + Zu1_240_GMG575 + Zu1_240 + Zu1_TQTA + Zu_trafo ...
+ Zu1_cabo_RE + Zuc1_coelce
Zeq1_BC_caso4 = 2.492 + 37.043i p.u .
Impedância equivalente de sequência zero
Zeq0_BC_caso4 = Infinito
CURTO CIRCUITO TRIFÁSICO
Icc3f_BC_caso4 :=
Ib_alta
Zeq1_BC_caso4
Icc3f_BC_caso4 = 112.686 A
CURTO CIRCUITO BIFÁSICO
Icc2f_BC_caso4 := Icc3f_BC_caso4⋅
Icc2f_BC_caso4 = 97.589
3
2
A
CURTO CIRCUITO FASE-TERRA
Não existe contribuição do gerador para o curto-circuito monofásico, pois o trafo
tem ligação delta-estrela
2.4.2 - PONTO DE ENTREGA
Impedância equivalente de sequência positiva
Zeq1_Pta_caso4 := Zu1_gerador2 + Zu1_240_GMG575 + Zu1_240 + Zu1_TQTA + Zu_trafo ...
+ Zu1_cabo_RE
Zeq1_Pta_caso4 = 2.475 + 37.013i p.u .
Impedância equivalente de sequência zero
Zeq0_Pta_caso4 = Infinito
CURTO CIRCUITO TRIFÁSICO
Icc3f_Pta_caso4 :=
Ib_alta
Zeq1_Pta_caso4
Icc3f_Pta_caso4 = 112.782 A
CURTO CIRCUITO BIFÁSICO
Icc2f_Pta_caso4 := Icc3f_Pta_caso4⋅
Icc2f_Pta_caso4 = 97.672
3
2
A
CURTO CIRCUITO FASE-TERRA
Não existe contribuição do gerador para o curto-circuito monofásico, pois o trafo
tem ligação delta-estrela
2.4.3 - QTA
Impedância equivalente de sequência positiva
Zeq1_QTA_caso4 := Zu1_gerador2 + Zu1_240_GMG575 + Zu1_240
Zeq1_QTA_caso4 = 1.88 + 30.796i
p.u .
Impedância equivalente de sequência negativa
Zeq2_QTA_caso4 := Zu2_gerador2 + Zu1_240_GMG575 + Zu1_240
Zeq2_QTA_caso4 = 1.88 + 30.796i
p.u .
Impedância equivalente de sequência zero
Zeq0_QTA_caso4 := Zu0_gerador2 + Zu0_240_GMG575 + Zu0_240
Zeq0_QTA_caso4 = 37.211 + 53.111i p.u .
CURTO CIRCUITO TRIFÁSICO
Icc3f_QTA_caso4 :=
Ib_baixa
Zeq1_QTA_caso4
3
Icc3f_QTA_caso4 = 8.506 × 10
A
CURTO CIRCUITO BIFÁSICO
Icc2f_QTA_caso4 := Icc3f_QTA_caso4⋅
3
Icc2f_QTA_caso4 = 7.366 × 10
3
2
A
CURTO CIRCUITO FASE-TERRA
Icc1f_QTA_caso4 := 3⋅
Ib_baixa
Zeq1_QTA_caso4 + Zeq2_QTA_caso4 + Zeq0_QTA_caso4
3
Icc1f_QTA_caso4 = 6.464 × 10
A
CURTO CIRCUITO FASE-TERRA MÍNIMO
Zcontato_pu :=
Zcontato
Zb_baixa
5
= 2.066 × 10
p.u .
Ib_baixa
Icc1f_min_QTA_caso4 := 3 ⋅
Zeq1_QTA_caso4 + Zeq2_QTA_caso4 + Zeq0_QTA_caso4 ...
+ 3⋅ Zcontato_pu
Icc1f_min_QTA_caso4 = 1.27
A
2.5 - CASO 5 - ALIMENTAÇÃO DA COELCE E DO GRUPO GERADOR (575 kVA)
2.5.1 - BARRA DO COELCE
Impedância equivalente de sequência positiva
−3
Z1_Coelce := Zus1 = 5.9 × 10
+ 0.668i
p.u.
Z1_gerador2 := Zu1_gerador2 + Zu1_240_GMG575 + Zu1_240 + Zu1_TQTA + Zu_trafo ...
+ Zu1_cabo_RE + Zuc1_coelce
Z1_gerador2 = 2.492 + 37.043ip.u.
Z1eq_BC_caso5 :=
( Z1_Coelce⋅ Z1_gerador2)
( Z1_Coelce + Z1_gerador2)
−3
= 6.471 × 10
+ 0.656i
.
Impedância equivalente de sequência negativa
−3
Z2_Coelce := Zus1 = 5.9 × 10
+ 0.668i
p.u.
Z2_gerador2 := Zu2_gerador2 + Zu1_240_GMG575 + Zu1_240 + Zu1_TQTA + Zu_trafo ...
+ Zu1_cabo_RE + Zuc1_coelce
Z2_gerador2 = 2.492 + 37.043i p.u.
Z2eq_BC_caso5 :=
( Z2_Coelce⋅ Z2_gerador2)
( Z2_Coelce + Z2_gerador2)
Impedância equivalente de sequência zero
Z0_Coelce := Zus0 = 0.62i
p.u.
Z0_gerador2 = Infinito
Z0eq_BC_caso5 := Z0_Coelce = 0.62i
p.u.
CURTO CIRCUITO TRIFÁSICO
Icc3f_BC_caso5 :=
Ib_alta
Z1eq_BC_caso5
3
Icc3f_BC_caso5 = 6.378 × 10
A
CURTO CIRCUITO BIFÁSICO
Icc2f_BC_caso5 := Icc3f_BC_caso5⋅
3
2
−3
= 6.471 × 10
+ 0.656i
p.u.
3
Icc2f_BC_caso5 = 5.524 × 10
A
CURTO CIRCUITO FASE-TERRA
Icc1f_BC_caso5 := 3 ⋅
Ib_alta
Z1eq_BC_caso5 + Z2eq_BC_caso5 + Z0eq_BC_caso5
3
Icc1f_BC_caso5 = 6.497 × 10
A
CURTO CIRCUITO FASE-TERRA MÍNIMO
Zcontato_pu :=
Zcontato
Zb_alta
= 52.51
Icc1f_min_BC_caso5 := 3 ⋅
p.u .
Ib_alta
Z1eq_BC_caso5 + Z2eq_BC_caso5 + Z0eq_BC_caso5 + 3 ⋅ Zcontato_pu
Icc1f_min_BC_caso5 = 79.662
A
Contribuição da Coelce e do gerador
CURTO CIRCUITO TRIFÁSICO
COELCE
Icc_3f_Coelce_BC_caso5 := Icc3f_BC_caso5⋅
3
Icc_3f_Coelce_BC_caso5 = 6.266 × 10
Z1_gerador2
Z1_gerador2 + Z1_Coelce
A
GERADOR
Icc_3f_gerador_BC_caso5 := Icc3f_BC_caso5 − Icc_3f_Coelce_BC_caso5
Icc_3f_gerador_BC_caso5 = 112.497
A
CURTO CIRCUITO MONOFÁSICO
COELCE
Icc1f_BC_caso5
Z1_gerador2
Icc_1f_Coelce_BC_caso5 := 
⋅
... 
3
Z1_gerador2 + Z1_Coelce
 Icc1f_BC_caso5

Z2_gerador2
⋅
...
+
3
Z2_gerador2 + Z2_Coelce
 Icc1f_BC_caso5

+

3


3
Icc_1f_Coelce_BC_caso5 = 6.421 × 10
A
GERADOR
Icc_1f_gerador_BC_caso5 := Icc1f_BC_caso5 − Icc_1f_Coelce_BC_caso5
Icc_1f_gerador_BC_caso5 = 76.399
A
2.5.2 - PONTO DE ENTREGA
Impedância equivalente de sequência positiva
Z1_Coelce := Zus1 + Zuc1_coelce = 0.023 + 0.698i
p.u.
Z1_gerador2 := Zu1_gerador2 + Zu1_240_GMG575 + Zu1_240 + Zu1_TQTA + Zu_trafo ...
+ Zu1_cabo_RE
Z1eq_Pta_caso5 :=
( Z1_Coelce⋅ Z1_gerador2)
( Z1_Coelce + Z1_gerador2)
= 0.023 + 0.686i p.u.
.
Impedância equivalente de sequência negativa
Z2_Coelce := Zus1 + Zuc1_coelce = 0.023 + 0.698ip.u.
Z2_gerador2 := Zu2_gerador2 + Zu1_240_GMG575 + Zu1_240 + Zu1_TQTA + Zu_trafo ...
+ Zu1_cabo_RE
Z2eq_Pta_caso5 :=
( Z2_Coelce⋅ Z2_gerador2)
( Z2_Coelce + Z2_gerador2)
= 0.023 + 0.686i p.u.
Impedância equivalente de sequência zero
Z0_Coelce := Zus0 + Zuc0_coelce = 0.03 + 0.767i p.u.
Z0_gerador2 = Infinito
Z0eq_Pta_caso5 := Z0_Coelce = 0.03 + 0.767i p.u.
CURTO CIRCUITO TRIFÁSICO
Icc3f_Pta_caso5 :=
Ib_alta
Z1eq_Pta_caso5
3
Icc3f_Pta_caso5 = 6.099 × 10
A
CURTO CIRCUITO BIFÁSICO
Icc2f_Pta_caso5 := Icc3f_Pta_caso5⋅
3
Icc2f_Pta_caso5 = 5.282 × 10
3
2
A
CURTO CIRCUITO FASE-TERRA
Icc1f_Pta_caso5 := 3 ⋅
Ib_alta
Z1eq_Pta_caso5 + Z2eq_Pta_caso5 + Z0eq_Pta_caso5
3
Icc1f_Pta_caso5 = 5.867 × 10
A
CURTO CIRCUITO FASE-TERRA MÍNIMO
Zcontato_pu :=
Zcontato
Zb_alta
= 52.51
Icc1f_min_Pta_caso5 := 3 ⋅
p.u .
Ib_alta
Z1eq_Pta_caso5 + Z2eq_Pta_caso5 + Z0eq_Pta_caso5 + 3 ⋅ Zcontato_pu
Icc1f_min_Pta_caso5 = 79.629
A
Contribuição da Coelce e do gerador
CURTO CIRCUITO TRIFÁSICO
COELCE
Icc_3f_Coelce_Pta_caso5 := Icc3f_Pta_caso5⋅
3
Icc_3f_Coelce_Pta_caso5 = 5.987 × 10
Z1_gerador2
Z1_gerador2 + Z1_Coelce
A
GERADOR
Icc_3f_gerador_Pta_caso5 := Icc3f_Pta_caso5 − Icc_3f_Coelce_Pta_caso5
Icc_3f_gerador_Pta_caso5 = 112.718
A
CURTO CIRCUITO MONOFÁSICO
COELCE
Icc1f_Pta_caso5
Z1_gerador2
Icc_1f_Coelce_Pta_caso5 := 
⋅
... 
3
Z1_gerador2 + Z1_Coelce
 Icc1f_Pta_caso5

Z2_gerador2
⋅
...
+
Z2_gerador2 + Z2_Coelce
3
 Icc1f_Pta_caso5

+

3


3
Icc_1f_Coelce_Pta_caso5 = 5.795 × 10
A
GERADOR
Icc_1f_gerador_Pta_caso5 := Icc1f_Pta_caso5 − Icc_1f_Coelce_Pta_caso5
Icc_1f_gerador_Pta_caso5 = 72.287
A
2.5.3 - QTA
Impedância equivalente de sequência positiva
Z1_Coelce_QTA := Zus1 + Zuc1_coelce + Zu1_cabo_RE + Zu_trafo + Zu1_TQTA = 0.617 + 6.915i
Z1_gerador2_QTA := Zu1_gerador2 + Zu1_240_GMG575 + Zu1_240 = 1.88 + 30.796i
Z1eq_QTA_caso5 :=
( Z1_Coelce_QTA⋅ Z1_gerador2_QTA)
( Z1_Coelce_QTA + Z1_gerador2_QTA)
= 0.475 + 5.648i
p.u.
p.u.
.
Impedância equivalente de sequência negativa
Z2_Coelce_QTA := Zus1 + Zuc1_coelce + Zu1_cabo_RE + Zu_trafo + Zu1_TQTA = 0.617 + 6.915i
Z2_gerador2_QTA := Zu2_gerador2 + Zu1_240_GMG575 + Zu1_240 = 1.88 + 30.796i
Z2eq_QTA_caso5 :=
( Z2_Coelce_QTA⋅ Z2_gerador2_QTA)
( Z2_Coelce_QTA + Z2_gerador2_QTA)
= 0.475 + 5.648i
Impedância equivalente de sequência zero
Z0_Coelce_QTA := Zu_trafo + Zu0_TQTA = 17.885 + 27.845i
p.u.
p.u.
p.u.
Z0_gerador2_QTA := Zu0_gerador2 + Zu0_240_GMG575 + Zu0_240 = 37.211 + 53.111i
Z0eq_QTA_caso5 :=
( Z0_Coelce_QTA⋅ Z0_gerador2_QTA)
( Z0_Coelce_QTA + Z0_gerador2_QTA)
= 12.093 + 18.277i
p.u.
CURTO CIRCUITO TRIFÁSICO
Icc3f_QTA_caso5 :=
Ib_baixa
Z1eq_QTA_caso5
4
Icc3f_QTA_caso5 = 4.63 × 10
A
CURTO CIRCUITO BIFÁSICO
Icc2f_QTA_caso5 := Icc3f_QTA_caso5⋅
4
Icc2f_QTA_caso5 = 4.01 × 10
3
2
A
CURTO CIRCUITO FASE-TERRA
Icc1f_QTA_caso5 := 3⋅
Ib_baixa
Z1eq_QTA_caso5 + Z2eq_QTA_caso5 + Z0eq_QTA_caso5
4
Icc1f_QTA_caso5 = 2.436 × 10
A
CURTO CIRCUITO FASE-TERRA MÍNIMO
Zcontato_pu :=
Zcontato
Zb_baixa
5
= 2.066 × 10
Icc1f_min_QTA_caso5 := 3 ⋅
p.u .
Ib_baixa
Z1eq_QTA_caso5 + Z2eq_QTA_caso5 + Z0eq_QTA_caso5 ...
+ 3⋅ Zcontato_pu
Icc1f_min_QTA_caso5 = 1.27
A
Contribuição da Coelce e do gerador(575kVA)
CURTO CIRCUITO TRIFÁSICO
COELCE
Icc_3f_Coelce_QTA_caso5 := Icc3f_QTA_caso5⋅
4
Icc_3f_Coelce_QTA_caso5 = 3.78 × 10
Z1_gerador2_QTA
Z1_gerador2_QTA + Z1_Coelce_QTA
A
GERADOR
Icc_3f_gerador_QTA_caso5 := Icc3f_QTA_caso5 − Icc_3f_Coelce_QTA_caso5
3
Icc_3f_gerador_QTA_caso5 = 8.503 × 10
A
p.u.
CURTO CIRCUITO MONOFÁSICO
COELCE
Icc_1f_Coelce_QTA_caso5 :=
Z1_gerador2_QTA
 Icc1f_QTA_caso5 ⋅
... 

Z1_gerador2_QTA + Z1_Coelce_QTA
3
 Icc1f_QTA_caso5

Z2_gerador2_QTA
⋅
...
+
3
Z2_gerador2_QTA + Z2_Coelce_QTA
 Icc1f_QTA_caso5

+

3


4
Icc_1f_Coelce_QTA_caso5 = 2.138 × 10
A
GERADOR
Icc_1f_gerador_QTA_caso5 := Icc1f_QTA_caso5 − Icc_1f_Coelce_QTA_caso5
3
Icc_1f_gerador_QTA_caso5 = 2.982 × 10
A
Resumo dos Curtos-Circuitos
Na Barra 15kV – SED TAP (MT)
NÍVEL DE CURTO-CIRCUITO (A)
Casos
TRIFÁSICO
BIFÁSICO
MONOFÁSICO
MONOFÁSICO
MÍNIMO
6266
5426
6419
79,662
2. GMG 1 (625kVA)
138,613
120,042
0
0
3. Coelce + GMG 1
6404
5546
6505
79,662
4.GMG 2 (575kVA)
112,686
97,589
0
0
5. Coelce + GMG 2
6378
5524
6497
79,662
1. Coelce
No Ponto de Entrega do Cliente (MT)
NÍVEL DE CURTO-CIRCUITO (A)
Casos
TRIFÁSICO
BIFÁSICO
MONOFÁSICO
MONOFÁSICO
MÍNIMO
5987
5185
5797
79,628
2. GMG 1 (625kVA)
138,762
120,171
0
0
3. Coelce + GMG 1
6125
5304
5878
79,628
4.GMG 2 (575kVA)
112,782
97,672
0
0
5. Coelce + GMG 2
6099
5282
5867
79,628
1. Coelce
No QTA do Cliente (BT)
No QTA do Cliente (BT)
NÍVEL DE CURTO-CIRCUITO (A)
Casos
TRIFÁSICO
BIFÁSICO
MONOFÁSICO
MONOFÁSICO
MÍNIMO
1. Coelce
37800
32730
0
0
2. GMG 1 (625kVA)
10980
9507
5951
1,27
3. Coelce + GMG 1
48780
42240
23200
1,27
4.GMG 2 (575kVA)
8506
7366
6464
1,27
5. Coelce + GMG 2
46300
40100
24360
1,27
3 - DIMENSIONAMENTO DOS
TC'S
3.1 - Critério da corrente primária
Corrente nominal: Inominal :=
Ptrafo
3 ⋅ 13800
= 41.837
A corrente no primário do TC tem que ser superior a 50% da corrente nominal do circuito a ser
protegido, logo :
Corrente no primário do TC:
IpTC_critério1 := 1.5⋅ Inominal = 62.755
3.2 - Cirtério da máxima corrente de curto-circuito
Maior corrente de curto circuito:
Icc_máx := 5973 A
Fator de sobrecorrente: FS := 20
Icc_máx
FS
= 298.65
Como a corrente primária do TC deve ser maior que a relação Iccmáx/FS, então os TC's
adotados deverão ter relação mínima de 400/5
3.3 - Critério da saturação AC
Vs = Zs x Is
RTC :=
3.3.1 - Cálculo de Zs
Zs = Ztc + Zcabos + Zr
I - Ztc
Ztc := ( 0.00234 ⋅ RTC) + 0.0262 = 0.213 Ω
400
5
= 80
II - Zcabos
Ω
Zcabo4mm² := 5.52
Lcabo := 0.002
km
Zcabos := Fator ⋅ Zcabo4mm²⋅ Lcabo = 0.022
Fator := 2
km
Ω
III - Z do relé
−3
Zr := 2⋅ 20⋅ 10
= 0.04 Ω
Utiliza-se dois terminais
IV - Impedância de saturação
Zs := Ztc + Zcabos + Zr = 0.275 Ω
3.3.2 - Burden Nominal
Vsat_nominal := 200 V
Zburden :=
Vsat_nominal
FS⋅ In_secundárioTC
In_secundárioTC := 5 A
=2 Ω
3.3.3 - Tensão máxima entregue pelo secundário do TC (nominal)
VsTC_máx_nominal := Zburden⋅ FS⋅ In_secundárioTC = 200
V
3.3.4 - Tensão máxima entregue pelo secundário do TC (calculada)
IsTC_máx :=
Icc_máx
RTC
= 74.662
VsTC_máx_calculado := Zs⋅ IsTC_máx = 20.568 V
COMO A TENSÃO NOMINAL MÁXIMA NO SECUNDÁRIO DO TC É MAIOR DO QUE A
TENSÃO MÁXIMA CALCULADA NO SECUNDÁRIO DO TC, ENTÃO O TC SELECIONADO(
400/5 - 10B200) SATISFAZ O CRITÉRIO DE SATURAÇÃO AC PARA A APLICAÇÃO.
3.4 - Critério da saturação DC
Vs = Zs x Is x (1 + X/R)
X_Pta := 0.7
R_Pta := 0.023
X_Pta
R_Pta
= 30.435
3.4.1 - Fator de Assimetria
t := 0.00416 s ( considerando-se o valor de pico do primeiro semiciclo da corrente de falta )
( − 2⋅ t)
 X_Pta 
 R_Pta 
FA :=
1 + 2⋅ e
377
= 1.675
3.4.2 - Corrente de falta assimétrica
Icca := FA⋅ Icc_máx = 1 × 10
4
A
3.4.3 - Impedância de saturação
Conforme calculado anteriormente:
Zs := Ztc + Zcabos + Zr = 0.275 Ω
3.4.4 - Tensão máxima entregue pelo secundário do TC (nominal)
VsTC_máx_nominal := Zburden⋅ FS⋅ In_secundárioTC = 200
V
3.4.5 - Tensão máxima entregue pelo secundário do TC (calculada)
IsTC_máx :=
Icca
RTC
= 125.027
VsTC_máx_calculado := Zs⋅ IsTC_máx⋅  1 +

X_Pta 
3
 = 1.083 × 10 V
R_Pta 
A condição de saturação DC não foi sasfeita, devido principalmente ao desequilíbrio na
relação X/R no PTA, tornando inviável técnica e economicamente a aquisição e instalação de
um TC que atenda ao critério. Desta forma será manda a especificação do TC em 400/5 10B200, sabendo porém que o relé de proteção SEPAM S-42 apresenta algoritmo específico
para idenficar e atuar mesmo em casos de saturação DC dos TCs de proteção.
4 - AJUSTES DA PROTEÇÃO
ORDEM DE AJUSTE DE PROTEÇÃO - SE:TAUAPE-TAP
ITEM
1
EQUIPAMENTO OU
TENSÃO(Kv)
LT PROTEGIDO
ALIMENTADOR
RELIG. 21F4
RTC
CORRENTE
CÓDIGO
DE PICKANSI
UP(A)
AJUSTE DA PROTEÇÃO
PROTEÇÃO
TAP
CURVA
13,8
600/5
600
50/51
FASE
5
0,075
13,8
600/5
24
50/51N
NEUTRO
0,2
0,425
INST.
35(DT=0,1
0S)
9(DT=0,15
S)
TIPO DE
CURVA
M.I
M.I
Ipickup_fase := 600 A
β := 13.5
Ipickup_neutro := 24
α := 1
A
TAP_fase := 5
TAP_neutro := 0.2
dt_fase := 0.075
dt_neutro := 0.425
4.1 - Tempo de atuação na barra da coelce
FASE( REDE)
M_fase :=
Icc3f_BC
Ipickup_fase
M_fase = 10.443
t_fase :=
( β⋅ dt_fase)
α
M_fase − 1
t_fase = 0.107 s
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
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|
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|
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|
|
|
|
|
|
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|
|
|
|
|
|
|
|
NEUTRO( REDE)
M_neutro :=
4.2 - Tempo de atuação no ponto de entrega(Pta)
Icc1f_mín_BC
Ipickup_neutro
M_neutro = 3.319
t_neutro :=
( β⋅ dt_neutro)
α
M_neutro − 1
t_neutro = 2.474
s
FASE( REDE)
M_fase :=
Icc3f_Pta
Ipickup_fase
M_fase = 9.978
t_fase :=
( β⋅ dt_fase)
α
M_fase − 1
t_fase = 0.113 s
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NEUTRO( REDE)
M_neutro :=
Icc1f_mín_Pta
Ipickup_neutro
M_neutro = 3.318
t_neutro :=
( β⋅ dt_neutro)
α
M_neutro − 1
t_neutro = 2.475
s
4.3 - Ajustes do relé (SERPRO)
Kfase := 1.25
Kneutro := 0.2
Função 51 e 51 N
4.3.1 - TAP e corrente de pick-up
FASE
TAP_fase :=
( Kfase⋅ Inominal)
RTC
TAP_fase = 0.654 A
Ipickup_fase := TAP_fase⋅ RTC
Ipickup_fase = 52.296 A
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NEUTRO
TAP_neutro :=
( Kneutro⋅ Inominal)
RTC
TAP_neutro = 0.105 A
Ipickup_neutro := TAP_neutro⋅ RTC
Ipickup_neutro = 8.367 A
4.3.2 - Tempo de atuação com curva inversa ( Curva EI - IEC para fase, Curva MI pra
Neutro)
dt_fase := 0.15
Fase
dt_neutro := 0.1
β := 80
Neutro
α := 2
Icc3f_Pta
Ipickup_fase
M_fase = 114.476
M_fase := 20
t_fase :=
( β⋅ dt_fase)
α
M_fase − 1
t_fase = 0.03
αn := 1
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FASE
M_fase :=
βn := 13.5
s
NEUTRO
M_neutro :=
Icc1f_mín_Pta
Ipickup_neutro
M_neutro = 9.517
t_neutro :=
( βn⋅ dt_neutro)
M_neutro
t_neutro = 0.159
αn
−1
s
4.4 - Ajuste da função instantânea
A unidade instantânea não deverá atuar para a corrente transitória de magnetização do
transformador. No caso das instalações do SERPRO o transformador é do tipo seco de
1000kVA, para o qual admitimos uma corrente de In-rush de 14xIn com tempo de duração
da ordem de 0,1s. Porém a unidade instantânea deverá atuar no menor valor de
curto-circuito presumido no ponto em análise, para tanto será adotado como parâmetro o
curto-circuito bifásico.
FASE (50)
3
Icc2f_Pta = 5.185 × 10
Iinstantâneo_fase <
A
Icc2f_Pta
RTC
Iinstantâneo_fase < 64.6
Valor selecionado = 7.5 A
Iinstantâneo_fase := 7.5⋅ RTC = 600 A
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NEUTRO (50)
Icc1f_mín_Pta = 79.628
Iinstantâneo_neutro <
A
Icc1f_mín_Pta
RTC
Iinstantâneo_neutro < 0.995
Valor selecionado = 0.8 A
Iinstantâneo_neutro := 0.8⋅ RTC = 64
5 - CORRENTE DE PARTIDA ( Iinrush)
Inominal = 41.837 A
Iinrush := 14⋅ Inominal
Iinrush = 585.718 A
A corrente ajustada para a função intantânea de fase( 50) é maior do que a corrente de
magnetização do transformador. Logo o valor dela pode ser adotado.
6 - AJUSTE DAS OUTRAS PROTEÇÕES
6.1 - Relé de proteção principal
6.1.1 - Subtensão(27)
Adotado um valor de 10 %
Uajuste := 0.9⋅ 220
Uajuste = 198 V
Será utilizada um curva de tempo definido com tempo de atuação de 1s
6.1.2 - Subtensão Residual (27N)
O tempo de atuação será menor do que o tempo de religamento do alimentador da
concessionária(0,5s).
Uajuste := 0.15⋅ 220
Uajuste = 33 V
6.1.3 - Potência Reversa(32)
Sendo adotando o trip no sentido gerador--->Coelce, a potência de ajuste será de :
Pajuste_reverso := 23 kW
A curva adotada será de tempo definido com tempo de atuação de 0,5 s
6.1.4 - Direcional de sobrecorrente de fase (67)
Essa função será utilizada para detecção de falta de fase na rede da concessionária no
momento do paralelismo.
Iajuste_direcional := 24 A
O tempo de atuação adotado será de 0,2 s e o ângulo característico de 45º, com atuação no
sentido gerador---->Coelce.
6.1.5 - Sobretensão(59)
Adotado um valor de 10 %
Uajuste := 1.1⋅ 220
Uajuste = 242 V
Será utilizada um curva de tempo definido com tempo de atuação de 1s
6.1.6 - Sobretensão Residual (59N)
Uajuste := 0.15⋅ 220
Uajuste = 33 V
O tempo de atuação será menor do que o tempo de religamento do alimentador da
concessionária(0,5s).
6.1.7 - Subfrequência e sobrefrequência (81 L/H)
Adotado um valor de 2,5 % da frequência nominal. Será utilizada uma curva de tempo definido
com tempo de atuação de 0,5 s.
f_ajuste_81L := 58.5 Hz
f_ajuste_81H := 61.5 Hz
6.1.8 - Verificação de sincronismo(25)
Será verificado o sincronismo para o fechamento do paralelismo entre os geradores e a
concessionária, através do controlador Comap Inteli ATS PWR.
6.1.9 - Sequência negativa (46)
Ib := 76 A
I := 0.1⋅ Ib
2
I = 7.6 A
2
Será utilizada um curva de tempo definido com tempo de atuação de 1s
6.1.10 - Desequilíbrio de Tensão (47)
Adotado um valor de 10 %
Uajuste := 0.9⋅ 220
Uajuste = 198 V
Será utilizada um curva de tempo definido com tempo de atuação de 1s
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ANEXO E – DADOS DE CONSUMO DE ÓLEO DIESEL DOS GERADORES
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